EP0469317A2 - Method and device for modifying the weight on an earth frill bit - Google Patents

Method and device for modifying the weight on an earth frill bit Download PDF

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EP0469317A2
EP0469317A2 EP91110976A EP91110976A EP0469317A2 EP 0469317 A2 EP0469317 A2 EP 0469317A2 EP 91110976 A EP91110976 A EP 91110976A EP 91110976 A EP91110976 A EP 91110976A EP 0469317 A2 EP0469317 A2 EP 0469317A2
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EP
European Patent Office
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drilling
chisel
hydraulic
drilling device
cylinder wall
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EP91110976A
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German (de)
French (fr)
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EP0469317B1 (en
EP0469317A3 (en
Inventor
Rainer Dr.-Ing. Jürgens
Friedhelm Makohl
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Baker Hughes Holdings LLC
Original Assignee
Baker Hughes Inc
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Publication of EP0469317A3 publication Critical patent/EP0469317A3/en
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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/02—Couplings; joints
    • E21B17/04—Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
    • E21B17/07—Telescoping joints for varying drill string lengths; Shock absorbers
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
    • E21B44/005—Below-ground automatic control systems
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
    • E21B7/068—Deflecting the direction of boreholes drilled by a down-hole drilling motor

Definitions

  • the invention relates to a method and a device for sinking a hole in underground rock formations according to the preamble of claim 1 and the preamble of claim 6.
  • the sinking of bores with a drilling tool that can be displaced axially relative to the drill pipe string to a limited extent via a telescopic connection pursues different goals in known methods and drilling devices.
  • a main goal is the possibility of length adjustments (DE-GM 88 16 167), as is particularly desirable and necessary when drilling wells from floating drilling platforms.
  • the length variability aims to adjust the distance between a first stabilizer, which is arranged near the rotary drill bit, and a second stabilizer above the first, around the bending behavior of the drilling tool and thus the angle of attack of the central axis of the rotary drill bit to the borehole axis and in this way to influence the course of the borehole.
  • the telescopic connection serves to create a play in the movement of the blows.
  • the invention has for its object to provide a method of the type mentioned, which allows an increase in drilling progress with changing drilling parameters such as rock strength.
  • the method according to the invention with its surface-controlled adjustment of the M foundedkraft by changing the hydraulic parameters relevant for the hydraulic power dissipation on the rotary drill bit ensures an optimization of the drilling progress in view of the given rock strength, the direction of the bore, the formation and the rotational speed of the rotary drill bit and other drilling parameters relevant for the drilling process.
  • the load on the rotary drill bit is evened out by excluding repercussions of the drill pipe string, which continuously generates axial vibrations as a torsion spring, due to the mechanical axial decoupling of the drilling tool.
  • the invention is also based on the object of providing a structurally simple drilling device in which the rotary drill bit of the drilling tool operates under conditions which are improved for the drilling process and largely free of intrinsic interference from the system.
  • the drilling tool enables the rotary drill bit to be acted upon largely free of intrinsic interferences with a chisel pressure force adapted to the formation conditions. Since the part of the drilling device located below the telescopic device is only axially hydraulically coupled to the part located above it, all components above the telescopic device are only subjected to tensile stress, with the consequence of increased stability of the drilling device, the threads of which are relieved.
  • the drill collars are mainly only used to prevent buckling, which simplifies the drilling device.
  • an extremely sensitive determination of the hydraulically applied M conducted Mberichtelantik above ground is possible, since the reaction force for the Mberichtelantikkraft, which is compensated by the weight of the drill pipe string, can be derived easily and precisely from the hook load.
  • the drilling device illustrated in FIG. 1 comprises a drilling tool 1, which is connected to a drill pipe string 3 via connection means in the form of a connection thread 2 and is provided with a rotary drill bit 4 at its end facing away from the drill pipe string 3.
  • the tubular outer casing 5, 6 of the drilling tool is provided in its lower and upper area with a stabilizer formed by stabilizer ribs or wings 7, 8.
  • the rotary drill bit 4 can be directly connected in a rotationally fixed manner to the outer housing 5, 6 of the drilling tool 1 and can receive its rotary drive from the drill pipe string 3.
  • a deep-hole motor of any known or suitable design, e.g.
  • a Moineau motor operated by the drilling fluid or a turbine operated by the drilling fluid is provided, to the output shaft 9 of which the rotary drill bit 4 is connected.
  • the outer housing 5, 6 of the drilling tool can be aligned with its longitudinal center axis coaxial to the axis of rotation of the parts 4,9, as shown in the drawing, but there is also the possibility of designing the drilling tool as a directional drilling tool, in particular as a navigation drilling tool, in the case of inclined storage the output shaft 9 in the outer housing part 5 and / or by kinking in the area of the outer housing parts 5, 6 of the axis of rotation for the parts 4, 9, a course which is slightly angled to the borehole axis is predetermined.
  • the drill pipe string 3 illustrated only with its lower end comprises, in the example shown, a heavy drill pipe 10, of which several can be arranged one above the other, drill rods 11, 12, a stabilizer 13 and, in the example shown in FIG. 1, two identical or structurally different from one another various telescopic devices 14, 15.
  • these each have an outer tubular part 16, an inner tubular part 17 guided axially displaceably in this and connecting means formed by connecting threads 18, 19 for installation in the lower region of the drill pipe string 3.
  • a single telescopic device can also be arranged between the drilling tool 1 and the drilling pipe string 3 or between the upper and lower parts 6 and 5 of the outer housing of the drilling tool 1.
  • a telescopic device 14 between the outer tube part 16 formed from screwed tube sections 20, 21, 22 and the inner tube part 17 there are means for rotational coupling of both tube parts 16, 17 provided that are formed in the example shown by an axial tongue and groove connection.
  • the springs 23, of which several can be arranged regularly distributed over the circumference, are fixed in the example according to FIG. 2 in the outer tube part 16, while the grooves 24 are provided on the inner tube part 17.
  • the outer tube part 16 forms the strand-side component and the inner tube part 17 the bit-side component.
  • the chisel-side pipe part 17, which is illustrated in its insertion end position in the string-side pipe part 16 in FIG. 2, has a pressure surface 25 in the embodiment according to FIG. 2, which is used to derive a resulting pressure force from the bit through which the drill pipe string 3 and the drilling tool 1 convey downwards Drilling fluid can be acted upon axially.
  • this pressure surface 25 is formed by the piston surface of an annular piston part 26 facing the inflowing drilling fluid, which is sealed on the circumference against a cylinder wall region 27 of the pipe part 16 on the strand side by means of seals 28.
  • the outer diameter of the annular piston part 26 accordingly defines the effective hydraulic surface.
  • the annular piston part 26 is preferably a separate, interchangeably connected component to the bit-side tube part 17, which forms a means for changing the hydraulic parameters relevant for the hydraulic power dissipation to the bit-side tube part 17 and can be exchanged for one with a different outside diameter, and that is, together with the tube section 21 defining the cylinder wall region 27 of the pipe part 16 on the strand side, which is also easily replaceable due to its screw connection with the tube sections 20, 22.
  • the bit pressure can be changed by changing the volume flow in the drilling fluid, which can be carried out easily and simply using the feed pump for the drilling fluid and depending on the hook load of the drill pipe string.
  • the chisel-side tubular part 17 can also comprise a plurality of pressure surfaces 29, 30 arranged axially at a distance from one another, each of which derives an axial force from the inflowing drilling fluid, which is additively involved in the formation of the resulting bit pressure.
  • FIG. 3 Such an embodiment is illustrated in FIG. 3, in which the same parts have the same reference numerals as in the embodiment according to FIG. 2 are drawn.
  • the pressure surfaces 29, 30 are formed on piston parts 31, 32 which are axially spaced one behind the other and which in turn are sealed via seals 28 to cylinder wall regions 27 in the pipe part 16 on the extrudate side.
  • the two cylinder wall regions 27 are separated from one another by an inwardly projecting annular shoulder 33 which, via seals 34, is in sealing engagement with a cylinder wall region 35 on the outside of the pipe part 17 on the bit side.
  • annular space 36 or 37 extends between the annular shoulder 33 and the piston parts 31, 33 and between the cylinder wall regions 27, 35, of which the annular space 36 is connected to the annular space of the borehole via a relief bore 38.
  • the annular space 37 is connected via a connecting bore 39 to the central drilling fluid channel, which is delimited by the parts 16, 17 in the region of the telescopic device 14, 15.
  • the same pressure namely the drilling fluid pressure, acts on the pressure surface 30 as on the pressure surface 29, so that the axially downward forces derived from the pressures in the drilling fluid add up.
  • annular space 40 On the side of the piston part 32 facing away from the annular space 37 there is an annular space 40 which, like the annular space 40 in FIG. 2, is connected to the annular space of the borehole at the lower end of the outer tubular part 16.
  • the inner tube part 17 consists of two sections 41, 42 which are screwed to one another for reasons of assembly, the screw connection being made via the piston part 32 as a separate intermediate piece.
  • the springs 23 are assigned to the section 42 of the pipe part 17 on the bit side, whereas the section 22 of the pipe section 16 on the strand side is provided with the grooves of the rotary coupling.
  • the upper section of the pipe part 16 on the branch side is illustrated in FIG. 3 without further subdivision, but it goes without saying that the subdivision shown in FIG. 2 can also be provided in a corresponding manner in the case of a double-piston version according to FIG. 3.
  • a particularly preferred embodiment of the invention provides that the means for changing the hydraulic parameters can be activated by changing the extension length of the telescopic device 14 or 15.
  • This enables a particularly simple and fast-acting adaptation of the chisel pressure force to changing drilling parameters only as a function of the extension length of the telescopic device 14 or 15, which is easily controllable above ground and, like the change in the pressure in the drilling fluid, a stepless change in the chisel pressure force by changing which enables parameters for hydraulic pressure discharge without interrupting operation.
  • the change in the Menfineland compressive force with unchanged pressure in the drilling fluid has the advantage that the pressure of the drilling fluid can only be selected according to technical aspects of drilling fluid such as chisel cooling and cleaning as well as cuttings transport.
  • a first possibility for changing the hydraulic parameters as a function of the extension length of the telescopic device 14, 15 is indicated in FIG. 2 and is formed by bypass channels 43 in the form of radial bores in the wall of the tubular pipe part 16, the inlet openings of which are covered by the annular piston part 26 when the chisel-side tube part 17 is in the inserted end position.
  • These bypass channels 43 can be released progressively when the chisel-side tube part 17 of the telescopic device 14, 15 is extended in order to reduce the pressure acting on the annular piston part 26 on its surfaces 25 in the drilling fluid.
  • bypass slot can also be provided, which can have a constant width or an increasing width in the direction of the rotary drill bit 4.
  • FIGS. 4 to 6 Another possibility for changing the hydraulic parameters as a function of the extension is realized by a particularly advantageous embodiment, as shown in FIGS. 4 to 6.
  • the tubular pipe part 16 is assigned a nozzle tube body 50 which engages in the tubular pipe part 16 in the tubular pipe part 16 when the chisel-side pipe part 17 is in the inserted position.
  • the nozzle tube body 50 either directly delimits an axial annular gap 52 with the piston part 26 of the bit-side tube part 17 or with an associated nozzle ring part 51 for the passage of drilling fluid, the flow cross section of which increases continuously with increasing extension length of the telescopic device 14, 15 or as in the example shown in Increased levels.
  • the nozzle tube body 50 is supported by a bushing 55 provided with axial bores 53 and fixed by means of a retaining ring 54 in the pipe part 16 on the strand side and delimits on the inside with an annular space 56 above the bushing 55 and a corresponding annular space 57 below this bushing 55, through which drilling fluid passes that flows out of the annular gap 57 via the annular gap 52.
  • the nozzle ring part 51 is provided on the inside with a wear ring 58, which forms the outer boundary of the annular gap 52, and comprises one downwardly extending apron 59 which is in sealing engagement with the inside of the piston member 26.
  • the nozzle ring part 51 is in sealing engagement with the cylinder wall region 27 of the chisel-side tube part 17 in the region of its upper main part, and as a result of this design, the nozzle ring part 51, the piston part 26 and the cylinder wall region 27 together define an annular chamber 60 which is filled with an incompressible lubricant for slideway lubrication is.
  • the incompressible lubricant acts like a rigid axial force transmission element, with the result that the nozzle ring part 51 follows axial movements of the piston part 26 simultaneously and uniformly due to corresponding axial movements of the bit-side tube part 17.
  • the sole purpose of the nozzle ring part 51 is to form an annular chamber 60 for lubricant, the volume of which adapts to the progressive consumption of lubricant.
  • the nozzle ring part 51 can be omitted if lubrication is not required.
  • an annular chamber 60 for lubricant delimited by the nozzle ring part 51 above the piston part 56 such an annular chamber can also be provided below the piston part 26 and can be delimited by means of an end ring acted upon by the drilling fluid on its underside. In such a case, the inside of the piston part 26 or a wear ring provided on it forms the immediate outer boundary of the annular gap 52.
  • the nozzle tube body 50 has a middle part 61, the outside of which delimits the annular gap 52 on its inside when the parts are in or near the insertion end position as in FIG. 4.
  • the central part 61 merges via a bevel 63 into an extension 62 with a reduced outer diameter, which in a central pull-out area of the parts 16, 17 relative to one another, as shown in FIG. 5, takes over the inner limitation for the annular gap 52.
  • the cross-section of the annular gap in this extension area is larger than that which the annular gap 52 has in the position of the parts according to FIG. with inside limitation by the middle part 61 of the nozzle tube body 50.
  • the lower end of the nozzle tube body 50 moves from an overlapping position with the nozzle ring part 51 to a position above the same, with the result that a free passage 64 is created , which allows an unthrottled outflow of drilling fluid from the annular space 57.
  • a throttle point 65 which defines a narrowed discharge cross section for drilling fluid from the axial inner channel 66 of the nozzle tube body.
  • a continuous change can be implemented, for example, by prescribing a conical taper downwards on the outside boundary surface of the annular gap 52, while the inner boundary of the annular gap 52 is formed by a uniform cylindrical outer surface of the nozzle tube body 50.
  • the nozzle tube body 50 is supported by the bush 55 as a component that can be pulled open and removed, so that there is another possibility for changing the hydraulic parameters for a hydraulic force dissipation by exchanging it for a nozzle tube part with a changed shape.
  • FIGS. 7 and 8 Another embodiment of the means for changing the hydraulic parameters relevant for the hydraulic power dissipation to the bit-side tube part 17 is shown in FIGS. 7 and 8, in which components corresponding to the embodiment according to FIG. 2 are provided with the same reference numerals.
  • the piston part for the hydraulic derivation of axial forces on the bit-side tube part 17 forms a differential piston in the form of an annular piston part, which is arranged in a sealed manner between coaxial cylinder wall regions 27, 35 of the bit-side and the strand-side tube part 16, 17 and to these two is relatively limited.
  • the cylinder wall area 35 of the chisel-side tube part 16 is provided at its chisel-side end with a driving shoulder 71 for the ring piston part 70, and the cylinder wall area 27 of the string-side tube part 16 has a stop shoulder 72 for the ring piston part 70, which in a partial extension area of the tube part adjacent to the insertion position 17 is located opposite the pipe part 16 (FIG. 7) to the side of the rotary drill bit 4 at a distance in front of the driving shoulder 71 on the pipe part 17 on the bit side.
  • the annular piston part 70 is under the influence of the pressure of the drilling fluid on its pressure surface 25, and as long as the differential piston rests on the driving shoulder 71 of the chisel-side tubular part 17, the annular piston part 70 acts as a piston part firmly connected to the chisel-side tubular part 17, the outer diameter of which is the effective hydraulic surface defined for the hydraulic power dissipation on the bit-side pipe part 17.
  • the cylinder wall area 35 of the chisel-side tube part 17 is provided with a stop 73 which delimits the second partial extension area for the chisel-side tube part 17.
  • 9 to 11 illustrate a modified embodiment to that of FIGS. 7 and 8, in which a differential double piston construction is realized.
  • the annular piston part 70 is assigned a sleeve-shaped additional piston part 75, which is displaceable on the cylinder wall area 35 of the chisel-side tube part 17.
  • the additional piston part 75 forms with its outside a cylinder wall area 76 for the ring piston part 70, which is provided at its chisel-side end with a driving shoulder 77 for the ring piston part 70.
  • the additional piston part 75 is sealed near its chisel-side end to the cylinder wall region 35 of the chisel-side tube part 17 and, in its upstream upper region 78, surrounds the cylinder wall region 35 of the tube part 17 at a distance, so that between the upper additional piston region 78 and the cylinder wall region 35 an upwardly open annular space 79 is formed.
  • the annular space 79 like an annular space 80 between the upper region 78 of the additional piston part 75 and the cylinder wall region 27 of the pipe part 16 on the branch side, is open at the top and is accordingly accessible for drilling fluid.
  • an axial hydraulic force derived from the drilling fluid acts on the bit-side tube part 17 and is determined by the outer diameter of the annular piston part 70 as the variable defining the effective hydraulic area . Because the annular piston part 70 lies on the driving shoulder 77 of the additional piston part 75 and the latter on the driving shoulder 71 of the chisel-side pipe part 17, so that both piston parts act as firmly connected to the pipe part 17.
  • the additional piston part 75 engages with the end face 81 on a lower shoulder 82 with a further stop shoulder 83 on the strand-side tube part 16. and with a further extension or downward movement of the chisel-side pipe part 17, the additional piston part 75 is lifted off the driving shoulder 71 on the pipe part 17, with the result that the effective hydraulic area for the derivation of axial compressive forces on the chisel-side pipe part 17 is reduced to a value, which is defined by the outer diameter of the cylinder wall region 35 of the pipe part 17 on the bit side.
  • the hydraulic axial force derived on the chisel-side pipe part 17 and thus as a chisel pressure force on the rotary drill bit 4 decreases in stages from a maximum value in the position of the 9 with increasing extension length of the telescopic device 14, 15 to an average value in the position of the parts according to FIG. 10, finally to a minimum value, as is realized when the parts are in relation to one another according to FIG. 11. Stops on the cylinder wall regions 35 and 76, which are not illustrated in any more detail, can limit the maximum extension length of a telescopic device 14, 15.
  • the outer diameter of the pipe part 16 on the strand side and the diameter defining the (largest) effective hydraulic surface for the derivation of axial forces on the pipe part 17 on the bit side become one on the other matched that the square of the outer diameter of the tubular member 16 divided by the square of the diameter of the effective hydraulic surface gives a ratio that is in the range of 1.5 to 2.5.
  • a single telescopic device 14 or 15 provided with means for generating axial pressure within a drilling device is sufficient, however, as shown in FIG. 1, two or more such devices 14, 15 can also be arranged directly or at a distance from one another be inserted into the drilling device.
  • the devices 14, 15 can have the same or a different design and the same or a different design, so that there are very different requirements for changeability of the hydraulic parameters, which are decisive for a hydraulic derivation of a bit pressure on the rotary drill bit 4.
  • telescopic devices 14, 15 arranged one behind the other they can have a design by which they only come into operation one after the other by responding to different parameters.

Abstract

In a method and a drilling device for sinking a bore in underground rock formations, a drilling tool (1), provided at the end face with a rotary drill bit (4) and axially displaceable in parallel relative to a drill-pipe string at least in certain areas via a telescopic connection (14; 15), is supplied with drilling fluid through the drill-pipe string (3), and a hydraulic applied pressure of the drill bit is derived from the drilling fluid. In the process, the applied pressure of the drill bit is set as a function of drilling parameters, changing during the sinking, by changing in a controlled manner at the surface the hydraulic parameters relevant to the hydraulic derivation of the applied pressure. <IMAGE>

Description

Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren und eine Vorrichtung zum Abteufen einer Bohrung in unterirdische Gesteinsformationen gemäß dem Oberbegriff des Anspruchs 1 bzw. dem Oberbegriff des Anspruchs 6.The invention relates to a method and a device for sinking a hole in underground rock formations according to the preamble of claim 1 and the preamble of claim 6.

Das Abteufen von Bohrungen mit einem über eine Teleskopverbindung axial relativ zum Bohrrohrstrang begrenzt parallelverschieblichen Bohrwerkzeug verfolgt bei vorbekannten Verfahren und Bohreinrichtungen unterschiedliche Ziele. Ein Hauptziel ist die Möglichkeit zu Längenanpassungen (DE-GM 88 16 167), wie sie insbesondere bei dem Abteufen von Bohrungen von schwimmenden Bohrplattformen aus erwünscht und notwendig ist. In einem anderen Falle (US-PS 4 440 241) bezweckt die Längenveränderbarkeit eine Einstellung des Abstandes zwischen einem ersten Stabilisator, der nahe dem Drehbohrmeißel angeordnet ist, und einem zweiten Stabilisator oberhalb des ersten, um das Biegeverhalten des Bohrwerkzeugs und damit den Anstellwinkel der Mittelachse des Drehbohrmeißels zur Bohrlochachse und auf diese Weise den Bohrlochverlauf zu beeinflussen. Bei Schlagscheren schließlich dient die Teleskopverbindung dazu, ein Bewegungsspiel für die Ausführung von Schlägen zu schaffen.The sinking of bores with a drilling tool that can be displaced axially relative to the drill pipe string to a limited extent via a telescopic connection pursues different goals in known methods and drilling devices. A main goal is the possibility of length adjustments (DE-GM 88 16 167), as is particularly desirable and necessary when drilling wells from floating drilling platforms. In another case (US Pat. No. 4,440,241), the length variability aims to adjust the distance between a first stabilizer, which is arranged near the rotary drill bit, and a second stabilizer above the first, around the bending behavior of the drilling tool and thus the angle of attack of the central axis of the rotary drill bit to the borehole axis and in this way to influence the course of the borehole. Finally, in the case of guillotine shears, the telescopic connection serves to create a play in the movement of the blows.

Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren der eingangs genannten Art zu schaffen, das eine Erhöhung des Bohrfortschritts bei sich ändernden Bohrparametern wie der Gesteinsfestigkeit ermöglicht.The invention has for its object to provide a method of the type mentioned, which allows an increase in drilling progress with changing drilling parameters such as rock strength.

Die Erfindung löst diese Aufgabe durch ein Verfahren mit den Merkmalen des Anspruchs 1. Hinsichtlich weiterer Ausgestaltungen des Verfahrens wird auf die Ansprüche 2 bis 5 verwiesen.The invention solves this problem by a method with the features of claim 1. With regard to further refinements of the method, reference is made to claims 2 to 5.

Das Verfahren nach der Erfindung mit seiner obertägig gesteuerten Anpassung der Meißelandruckkraft durch Veränderung der für die hydraulische Kraftableitung auf den Drehbohrmeißel maßgeblichen hydraulischen Parameter gewährleistet eine Optimierung des Bohrfortschritts in Ansehung der jeweils gegebenen Gesteinsfestigkeit, des Richtungsverlauf der Bohrung, der Ausbildung und der Umlaufgeschwindigkeit des Drehbohrmeißels und sonstiger für den Bohrverlauf maßgeblichen Bohrparameter. Dabei vergleichmäßigt sich die Belastung des Drehbohrmeißels durch Ausschluß von Rückwirkungen des Bohrrohrstranges, der infolge seiner als Torsionsfeder ständig axiale Schwingungen erzeugt, infolge der mechanischen axialen Abkopplung des Bohrwerkzeugs.The method according to the invention with its surface-controlled adjustment of the Meißelandruckkraft by changing the hydraulic parameters relevant for the hydraulic power dissipation on the rotary drill bit ensures an optimization of the drilling progress in view of the given rock strength, the direction of the bore, the formation and the rotational speed of the rotary drill bit and other drilling parameters relevant for the drilling process. The load on the rotary drill bit is evened out by excluding repercussions of the drill pipe string, which continuously generates axial vibrations as a torsion spring, due to the mechanical axial decoupling of the drilling tool.

Der Erfindung liegt weiterhin die Aufgabe zugrunde, eine baulich einfache Bohreinrichtung zu schaffen, bei der der Drehbohrmeißel des Bohrwerkzeugs unter für den Bohrvorgang verbesserten Bedingungen und weitgehend frei von systemeignen Störeinflüssen arbeitet.The invention is also based on the object of providing a structurally simple drilling device in which the rotary drill bit of the drilling tool operates under conditions which are improved for the drilling process and largely free of intrinsic interference from the system.

Diese Aufgabe löst die Erfindung durch ein Bohrwerkzeug mit den Merkmalen des Anspruchs 6. Hinsichtlich wesentlicher weiterer Ausgestaltungen wird auf die Ansprüche 7 bis 25 verwiesen.The invention achieves this object by means of a drilling tool having the features of claim 6. With regard to further essential configurations, reference is made to claims 7 to 25.

Das Bohrwerkzeug ermöglicht bei baulich einfacher Ausbildung und zuverlässiger Arbeitsweise eine von systemeignen Störeinflüssen weitgehend freie Beaufschlagung des Drehbohrmeißels mit einer an die Formationsverhältnisse angepaßten Meißelandruckkraft. Da der unterhalb der Teleskopvorrichtung gelegene Teil der Bohreinrichtung mit dem darüber befindlichen Teil axial lediglich hydraulisch gekoppelt ist, sind alle Bestandteile oberhalb der Teleskopvorrichtung lediglich auf Zug belastet mit der Folge einer erhöhten Standfestigkeit der Bohreinrichtung, deren Gewinde entlastet sind. Die Schwerstangen haben hauptsächlich nur noch die Aufgabe einer Ausknicksicherung wodurch sich die Bohreinrichtung vereinfacht. Im übrigen ist eine außerordentlich feinfühlige obertägige Ermittlung des hydraulisch aufgebrachten Meißelandrucks möglich, da die Reaktionskraft für die Meißelandruckkraft, die durch das Gewicht des Bohrrohrstranges kompensiert wird, aus der Hakenlast leicht und genau ableitbar ist.With a structurally simple design and reliable method of operation, the drilling tool enables the rotary drill bit to be acted upon largely free of intrinsic interferences with a chisel pressure force adapted to the formation conditions. Since the part of the drilling device located below the telescopic device is only axially hydraulically coupled to the part located above it, all components above the telescopic device are only subjected to tensile stress, with the consequence of increased stability of the drilling device, the threads of which are relieved. The drill collars are mainly only used to prevent buckling, which simplifies the drilling device. Moreover, an extremely sensitive determination of the hydraulically applied Meißelandruck above ground is possible, since the reaction force for the Meißelandruckkraft, which is compensated by the weight of the drill pipe string, can be derived easily and precisely from the hook load.

Weitere Einzelheiten und Vorteile ergeben sich aus der nachfolgenden Beschreibung des Verfahrens sowie der Bohrvorrichtung anhand der Zeichnung, in der mehrere Ausführungsbeispiele des Gegenstands der Erfindung näher veranschaulicht sind. In der Zeichnung zeigen:

  • Fig. 1 eine abgebrochene Gesamtseitenansicht einer Bohreinrichtung nach der Erfindung,
  • Fig. 2 einen axialen Halbschnitt durch eine erste erfindungsgemäße Ausführung einer mit Mitteln zur Veränderung der axialen Druckkraftableitung aus der Bohrspülung versehenen Teleskopvorrichtung,
  • Fig. 3 eine Darstellung ähnlich Fig. 2 einer zweiten erfindungsgemäßen Ausführung einer Teleskopvorrichtung mit Mehrfachanordnung von druckableitenden Mitteln,
  • Fig. 4 bis 6 Darstellungen einer dritten erfindungsgemäßen Ausführung in unterschiedlichen Auszugslängen,
  • Fig. 7 bis 8 Darstellungen einer vierten erfindungsgemäßen Ausführungsform in unterschiedlichen Auszugslängen, und
  • Fig. 9 bis 11 eine Darstellung ähnlich Fig. 2 einer fünften erfindungsgemäßen Ausführung in unterschiedlichen Auszugslänge im Ausschnitt.
Further details and advantages result from the following description of the method and the drilling device with reference to the drawing, in which several exemplary embodiments of the object of the invention are illustrated in more detail. The drawing shows:
  • 1 is a broken overall side view of a drilling device according to the invention,
  • 2 shows an axial half section through a first embodiment according to the invention of a telescopic device provided with means for changing the axial pressure force derivation from the drilling fluid,
  • 3 shows a representation similar to FIG. 2 of a second embodiment of a telescopic device according to the invention with a multiple arrangement of pressure-discharging means,
  • 4 to 6 representations of a third embodiment according to the invention in different extension lengths,
  • 7 to 8 representations of a fourth embodiment according to the invention in different extension lengths, and
  • 9 to 11 a representation similar to FIG. 2 of a fifth embodiment according to the invention in different extension lengths in the off cut.

Die in Fig. 1 veranschaulichte Bohreinrichtung umfaßt ein Bohrwerkzeug 1, das über Anschlußmittel in Gestalt eines Anschlußgewindes 2 mit einem Bohrrohrstrang 3 verbunden und an seinem dem Bohrrohrstrang 3 abgewandten Ende mit einem Drehbohrmeißel 4 versehen ist. Das rohrförmige Außengehäuse 5,6 des Bohrwerkzeugs ist in seinem unteren und oberen Bereich je mit einem von Stabilisatorrippen bzw. -flügeln 7,8 gebildeten Stabilisator versehen. Der Drehbohrmeißel 4 kann unmittelbar verdrehfest mit dem Außengehäuse 5,6 des Bohrwerkzeugs 1 verbunden sein und seinen Drehantrieb vom Bohrrohrstrang 3 erhalten. Bevorzugt ist im Außengehäuse 5,6 jedoch ein Tieflochmotor irgendeiner bekannten oder geeigneten Ausbildung, z.B. ein von der Bohrspülung betriebener Moineau-Motor oder eine von der Bohrspülung betriebene Turbine, vorgesehen, mit dessen Abtriebswelle 9 der Drehbohrmeißel 4 verbunden ist. Das Außengehäuse 5,6 des Bohrwerkzeugs kann mit seiner Längsmittelachse koaxial zur Drehachse der Teile 4,9 ausgerichtet sein, wie dies in der Zeichnung dargestellt ist, jedoch besteht auch die Möglichkeit, das Bohrwerkzeug als Richtbohrwerkzeug, insbesondere als Navigationsbohrwerkzeug auszugestalten, bei dem durch Schräglagerung der Abtriebswelle 9 im Außengehäuseteil 5 und/oder durch Abknickungen im Bereich der Außengehäuseteile 5,6 der Drehachse für die Teile 4,9 ein zur Bohrlochachse geringfügig abgewinkelter Verlauf vorgegeben wird.The drilling device illustrated in FIG. 1 comprises a drilling tool 1, which is connected to a drill pipe string 3 via connection means in the form of a connection thread 2 and is provided with a rotary drill bit 4 at its end facing away from the drill pipe string 3. The tubular outer casing 5, 6 of the drilling tool is provided in its lower and upper area with a stabilizer formed by stabilizer ribs or wings 7, 8. The rotary drill bit 4 can be directly connected in a rotationally fixed manner to the outer housing 5, 6 of the drilling tool 1 and can receive its rotary drive from the drill pipe string 3. However, a deep-hole motor of any known or suitable design, e.g. a Moineau motor operated by the drilling fluid or a turbine operated by the drilling fluid is provided, to the output shaft 9 of which the rotary drill bit 4 is connected. The outer housing 5, 6 of the drilling tool can be aligned with its longitudinal center axis coaxial to the axis of rotation of the parts 4,9, as shown in the drawing, but there is also the possibility of designing the drilling tool as a directional drilling tool, in particular as a navigation drilling tool, in the case of inclined storage the output shaft 9 in the outer housing part 5 and / or by kinking in the area of the outer housing parts 5, 6 of the axis of rotation for the parts 4, 9, a course which is slightly angled to the borehole axis is predetermined.

Der lediglich mit seinem unteren Ende veranschaulichte Bohrrohrstrang 3 umfaßt bei dem dargestellten Beispiel ein schweres Bohrgestänge 10, von dem mehrere übereinander angeordnet sein können, Schwerstangen 11,12, einen Stabilisator 13 sowie bei dem dargestellten Beispiel gemäß Fig. 1 zwei untereinander gleiche oder voneinander baulich verschiedene Teleskopvorrichtungen 14,15. Diese haben in allen nachfolgend näher beschriebenen Ausführungen jeweils ein äußeres Rohrteil 16, ein in diesem axial parallelverschieblich geführtes inneres Rohrteil 17 und von Anschlußgewinden 18,19 gebildete Anschlußmittel für einen Einbau in den unteren Bereich des Bohrrohrstranges 3. Anstelle eines solchen Einbaus in den unteren Bereich des Bohrrohrstranges 3 und direkt oberhalb des Bohrwerkzeugs 1 kann auch eine einzelne Teleskopvorrichtung zwischen dem Bohrwerkzeug 1 und dem Bohrrohrstrang 3 oder zwischen dem oberen und dem unteren Teil 6 bzw. 5 des Außengehäuses des Bohrwerkzeugs 1 angeordnet werden.The drill pipe string 3 illustrated only with its lower end comprises, in the example shown, a heavy drill pipe 10, of which several can be arranged one above the other, drill rods 11, 12, a stabilizer 13 and, in the example shown in FIG. 1, two identical or structurally different from one another various telescopic devices 14, 15. In all the embodiments described in more detail below, these each have an outer tubular part 16, an inner tubular part 17 guided axially displaceably in this and connecting means formed by connecting threads 18, 19 for installation in the lower region of the drill pipe string 3. Instead of such an installation in the lower region of the drill pipe string 3 and directly above the drilling tool 1, a single telescopic device can also be arranged between the drilling tool 1 and the drilling pipe string 3 or between the upper and lower parts 6 and 5 of the outer housing of the drilling tool 1.

Wie die Fig. 2 mit einer ersten Ausführung einer Teleskopvorrichtung 14 (bzw. 15) erkennen läßt, sind zwischen dem aus untereinander verschraubten Rohrabschnitten 20,21,22 gebildeten äußeren Rohrteil 16 und dem inneren Rohrteil 17 Mittel zur rotatorischen Kupplung beider Rohrteile 16,17 vorgesehen, die bei dem dargestellten Beispiel von einer axialen Nut/Feder-Verbindung gebildet sind. Die Federn 23, von denen mehrere regelmäßig über den Umfang verteilt angeordnet sein können, sind bei dem Beispiel nach Fig. 2 im äußeren Rohrteil 16 festgelegt, während die Nuten 24 am inneren Rohrteil 17 vorgesehen sind. Das äußere Rohrteil 16 bildet dabei das strangseitige und das innere Rohrteil 17 das meißelseitige Bauteil.As can be seen from FIG. 2 with a first embodiment of a telescopic device 14 (or 15), between the outer tube part 16 formed from screwed tube sections 20, 21, 22 and the inner tube part 17 there are means for rotational coupling of both tube parts 16, 17 provided that are formed in the example shown by an axial tongue and groove connection. The springs 23, of which several can be arranged regularly distributed over the circumference, are fixed in the example according to FIG. 2 in the outer tube part 16, while the grooves 24 are provided on the inner tube part 17. The outer tube part 16 forms the strand-side component and the inner tube part 17 the bit-side component.

Das meißelseitige Rohrteil 17, das in Fig. 2 in seiner Einschubendstellung im strangseitigen Rohrteil 16 veranschaulicht ist, weist bei der Ausführung nach Fig. 2 eine Druckfläche 25 auf, die zur Ableitung einer resultierenden Meißelandruckkraft von durch den Bohrrohrstrang 3 und das Bohrwerkzeug 1 abwärts hindurchgeförderter Bohrspülung axial beaufschlagbar ist. Diese Druckfläche 25 ist bei der Ausführung nach Fig. 2 von der der anströmenden Bohrspülung zugewandten Kolbenfläche eines Ringkolbenteils 26 gebildet, der am Umfang gegen einen Zylinder-Wandbereich 27 des strangseitigen Rohrteils 16 über Dichtungen 28 abgedichtet ist. Der Außendurchmesser des Ringkolbenteils 26 definiert dementsprechend die wirksame hydraulische Fläche.The chisel-side pipe part 17, which is illustrated in its insertion end position in the string-side pipe part 16 in FIG. 2, has a pressure surface 25 in the embodiment according to FIG. 2, which is used to derive a resulting pressure force from the bit through which the drill pipe string 3 and the drilling tool 1 convey downwards Drilling fluid can be acted upon axially. In the embodiment according to FIG. 2, this pressure surface 25 is formed by the piston surface of an annular piston part 26 facing the inflowing drilling fluid, which is sealed on the circumference against a cylinder wall region 27 of the pipe part 16 on the strand side by means of seals 28. The outer diameter of the annular piston part 26 accordingly defines the effective hydraulic surface.

Der Ringkolbenteil 26 ist bevorzugt ein gesondertes, auswechselbar mit dem meißelseitigen Rohrteil 17 verbundenes Bauteil, das ein Mittel zur Veränderung der für die hydraulische Kraftableitung auf das meißelseitige Rohrteil 17 maßgeblichen hydraulischen Parameter bildet und hierzu gegen ein solches mit einem anderen Außendurchmesser ausgewechselt werden kann, und zwar gemeinsam mit dem den Zylinderwandbereich 27 des strangseitigen Rohrteils 16 definierenden Rohrabschnitt 21, der infolge seiner Verschraubung mit den Rohrabschnitten 20,22 ebenfalls leicht auswechselbar ist. Anstelle eines Teilewechsels als Mittel zur Veränderung der Meißelandruckkraft oder zusätzlich dazu kann die Meißelandruckkraft durch obertägig gesteuerte Veränderung des Volumenstroms in der Bohrspülung verändert werden, was mit Hilfe der Förderpumpe für die Bohrspülung und in Abhängigkeit von der Hakenlast des Bohrrohrstranges leicht und einfach durchführbar ist.The annular piston part 26 is preferably a separate, interchangeably connected component to the bit-side tube part 17, which forms a means for changing the hydraulic parameters relevant for the hydraulic power dissipation to the bit-side tube part 17 and can be exchanged for one with a different outside diameter, and that is, together with the tube section 21 defining the cylinder wall region 27 of the pipe part 16 on the strand side, which is also easily replaceable due to its screw connection with the tube sections 20, 22. Instead of a part change as a means of changing the bit pressure or in addition to this, the bit pressure can be changed by changing the volume flow in the drilling fluid, which can be carried out easily and simply using the feed pump for the drilling fluid and depending on the hook load of the drill pipe string.

Anstelle einer einzigen Druckfläche kann das meißelseitige Rohrteil 17 auch mehrere, axial im Abstand hintereinander angeordnete Druckflächen 29,30 umfassen, die jeweils für sich von der anströmenden Bohrspülung eine Axialkraft ableiten, die additiv an der Bildung der resultierenden Meißelandruckkraft beteiligt ist.Instead of a single pressure surface, the chisel-side tubular part 17 can also comprise a plurality of pressure surfaces 29, 30 arranged axially at a distance from one another, each of which derives an axial force from the inflowing drilling fluid, which is additively involved in the formation of the resulting bit pressure.

Eine derartige Ausführung veranschaulicht die Fig. 3, bei der gleiche Teile mit gleichen Bezugszeichen wie bei der Ausführung nach Fig. 2 bezeichnet sind. Die Druckflächen 29,30 sind an axial im Abstand hintereinander angeordneten Kolbenteilen 31,32 ausgebildet, die ihrerseits über Dichtungen 28 zu Zylinderwandbereichen 27 im strangseitigen Rohrteil 16 hin abgedichtet sind. Die beiden Zylinderwandbereiche 27 sind voneinander durch eine einwärts vorspringende Ringschulter 33 getrennt, die über Dichtungen 34 mit einem Zylinder- wandbereich 35 an der Außenseite des meißelseitigen Rohrteils 17 in Dichtungseingriff steht. Dementsprechend erstreckt sich zwischen der Ringschulter 33 und den Kolbenteilen 31,33 sowie zwischen den Zylinderwandbereichen 27,35 je ein Ringraum 36 bzw. 37, von denen der Ringraum 36 über eine Entlastungsbohrung 38 mit dem Ringraum des Bohrlochs in Verbindung steht. Der Ringraum 37 hingegen ist über eine Verbindungsbohrung 39 an den zentralen Bohrspülungskanal angeschlossen, der im Bereich der Teleskopvorrichtung 14,15 von den Teilen 16,17 umgrenzt wird. Auf diese Weise wirkt auf die Druckfläche 30 der gleiche Druck, nämlich der Bohrspülungsdruck, ein wie auf die Druckfläche 29, so daß sich die aus den Drücken in der Bohrspülung abgeleiteten, axial abwärts gerichteten Kräfte addieren. Auf der dem Ringraum 37 abgewandten Seite des Kolbenteils 32 befindet sich ein Ringraum 40, der ebenso wie der Ringraum 40 in Fig. 2 mit dem Ringraum des Bohrloches am unteren Ende des äußeren Rohrteils 16 in Verbindung steht.Such an embodiment is illustrated in FIG. 3, in which the same parts have the same reference numerals as in the embodiment according to FIG. 2 are drawn. The pressure surfaces 29, 30 are formed on piston parts 31, 32 which are axially spaced one behind the other and which in turn are sealed via seals 28 to cylinder wall regions 27 in the pipe part 16 on the extrudate side. The two cylinder wall regions 27 are separated from one another by an inwardly projecting annular shoulder 33 which, via seals 34, is in sealing engagement with a cylinder wall region 35 on the outside of the pipe part 17 on the bit side. Accordingly, an annular space 36 or 37 extends between the annular shoulder 33 and the piston parts 31, 33 and between the cylinder wall regions 27, 35, of which the annular space 36 is connected to the annular space of the borehole via a relief bore 38. The annular space 37, however, is connected via a connecting bore 39 to the central drilling fluid channel, which is delimited by the parts 16, 17 in the region of the telescopic device 14, 15. In this way, the same pressure, namely the drilling fluid pressure, acts on the pressure surface 30 as on the pressure surface 29, so that the axially downward forces derived from the pressures in the drilling fluid add up. On the side of the piston part 32 facing away from the annular space 37 there is an annular space 40 which, like the annular space 40 in FIG. 2, is connected to the annular space of the borehole at the lower end of the outer tubular part 16.

Der innere Rohrteil 17 besteht bei dem dargestellten Beispiel aus Montagegründen aus zwei untereinander verschraubten Abschnitten 41,42, wobei die Verschraubung über den Kolbenteil 32 als gesondertes Zwischenstück vorgenommen ist. In Abwandlung von der Ausführung nach Fig. 2 sind bei der Ausführung nach Fig. 3 die Federn 23 dem Abschnitt 42 des meißelseitigen Rohrteils 17 zugeordnet, wohingegen der Abschnitt 22 des strangseitigen Rohrteils 16 mit den Nuten der rotatorischen Kupplung versehen ist. Der obere Abschnitt des strangseitigen Rohrteils 16 ist in Fig. 3 ohne weitere Unterteilung veranschaulicht, jedoch versteht sich, daß die in Fig. 2 dargestellte Unterteilung sinngemäß auch bei einer Doppelkolbenausführung gemäß Fig. 3 vorgesehen sein kann.In the example shown, the inner tube part 17 consists of two sections 41, 42 which are screwed to one another for reasons of assembly, the screw connection being made via the piston part 32 as a separate intermediate piece. 2, in the embodiment according to FIG. 3, the springs 23 are assigned to the section 42 of the pipe part 17 on the bit side, whereas the section 22 of the pipe section 16 on the strand side is provided with the grooves of the rotary coupling. The upper section of the pipe part 16 on the branch side is illustrated in FIG. 3 without further subdivision, but it goes without saying that the subdivision shown in FIG. 2 can also be provided in a corresponding manner in the case of a double-piston version according to FIG. 3.

Eine besonders bevorzugte Ausgestaltung der Erfindung sieht vor, daß die Mittel zur Veränderung der hydraulischen Parameter durch Veränderung der Auszugslänge der Teleskopvorrichtung 14 bzw. 15 aktivierbar sind. Dies ermöglicht eine besonders einfache und schnell wirkende Anpassung der Meißelandruckkraft an sich ändernde Bohrparameter lediglich in Abhängigkeit von der Auszugslänge der Teleskopvorrichtung 14 bzw. 15, die obertägig leicht steuerbar ist und ebenso wie die Veränderung des Drucks in der Bohrspülung eine stufenlose Veränderung der Meißelandruckkraft durch Veränderung der Parameter für die hydraulische Druckableitung ohne Betriebsunterbrechung ermöglicht. Die Veränderung der Meißelandruckkraft bei unverändertem Druck in der Bohrspülung hat den Vorteil, daß der Druck der Bohrspülung ausschließlich nach bohrspülungstechnischen Gesichtspunkten wie Meißelkühlung und -säuberung sowie Bohrkleintransport gewählt werden kann.A particularly preferred embodiment of the invention provides that the means for changing the hydraulic parameters can be activated by changing the extension length of the telescopic device 14 or 15. This enables a particularly simple and fast-acting adaptation of the chisel pressure force to changing drilling parameters only as a function of the extension length of the telescopic device 14 or 15, which is easily controllable above ground and, like the change in the pressure in the drilling fluid, a stepless change in the chisel pressure force by changing which enables parameters for hydraulic pressure discharge without interrupting operation. The change in the Meißeland compressive force with unchanged pressure in the drilling fluid has the advantage that the pressure of the drilling fluid can only be selected according to technical aspects of drilling fluid such as chisel cooling and cleaning as well as cuttings transport.

Eine erste Möglichkeit zur Veränderung der hydraulischen Parameter in Abhängigkeit von der Auszugslänge der Teleskopvorrichtung 14,15 ist in Fig.2 angedeutet und von Bypasskanälen 43 in Gestalt von Radialbohrungen in der Wandung des strangseitigen Rohrteils 16 gebildet, deren Eintrittsöffnungen vom Ringkolbenteil 26 abgedeckt sind, wenn sich der meißelseitigen Rohrteil 17 in Einschubendstellung befindet. Diese Bypasskanäle 43 sind bei einem Ausfahren des meißelseitigen Rohrteils 17 der Teleskopvorrichtung 14,15 zur Herabsetzung des auf den Ringkolbenteil 26 an dessen Flächen 25 wirkenden Drucks in der Bohrspülung fortschreitend freigebbar.A first possibility for changing the hydraulic parameters as a function of the extension length of the telescopic device 14, 15 is indicated in FIG. 2 and is formed by bypass channels 43 in the form of radial bores in the wall of the tubular pipe part 16, the inlet openings of which are covered by the annular piston part 26 when the chisel-side tube part 17 is in the inserted end position. These bypass channels 43 can be released progressively when the chisel-side tube part 17 of the telescopic device 14, 15 is extended in order to reduce the pressure acting on the annular piston part 26 on its surfaces 25 in the drilling fluid.

Anstelle von axial übereinander angeordneten Radialbohrungen als Bypasskanäle 43 kann auch ein sich axial erstreckender Bypass-Schlitz vorgesehen werden, der eine gleichbleibende oder in Richtung zum Drehbohrmeißel 4 hin zunehmende Breite haben kann.Instead of radial bores arranged axially one above the other as bypass channels 43, an axially extending bypass slot can also be provided, which can have a constant width or an increasing width in the direction of the rotary drill bit 4.

Eine weitere Möglichkeit zur auszugsabhängigen Veränderung der hydraulischen Parameter verwirklicht eine besonders vorteilhafte Ausführung, wie sie in den Fig. 4 bis 6 dargestellt ist. Bei dieser Ausführung, die in ihrer Grundausbildung der nach Fig. 2 ähnlich ist, ist dem strangseitigen Rohrteil 16 ein Düsenrohrkörper 50 zugeordnet, der in Einschubendstellung des meißelseitigen Rohrteils 17 im strangseitigen Rohrteil 16 in das meißelseitige Rohrteil 17 eingreift. Der Düsenrohrkörper 50 begrenzt entweder unmittelbar mit dem Kolbenteil 26 des meißelseitigen Rohrteils 17 oder mit einem diesem zugeordneten Düsenringteil 51 einen axialen Ringspalt 52 für den Durchgang von Bohrspülung, dessen Durchflußquerschnitt sich mit zunehmender Auszugslänge der Teleskopvorrichtung 14,15 stufenlos oder wie bei dem dargestellten Beispiel in Stufen vergrößert.Another possibility for changing the hydraulic parameters as a function of the extension is realized by a particularly advantageous embodiment, as shown in FIGS. 4 to 6. In this embodiment, which is similar in its basic design to that shown in FIG. 2, the tubular pipe part 16 is assigned a nozzle tube body 50 which engages in the tubular pipe part 16 in the tubular pipe part 16 when the chisel-side pipe part 17 is in the inserted position. The nozzle tube body 50 either directly delimits an axial annular gap 52 with the piston part 26 of the bit-side tube part 17 or with an associated nozzle ring part 51 for the passage of drilling fluid, the flow cross section of which increases continuously with increasing extension length of the telescopic device 14, 15 or as in the example shown in Increased levels.

Der Düsenrohrkörper 50 ist über eine mit Axialbohrungen 53 versehene, mittels eines Sicherungsringes 54 im strangseitigen Rohrteil 16 festgelegte Büchse 55 abgestützt und begrenzt mit seiner Außenseite innenseitig einen Ringraum 56 oberhalb der Büchse 55 und einen entsprechenden Ringraum 57 unterhalb dieser Büchse 55, durch welche Bohrspülung hindurchtritt, die aus dem Ringspalt 57 über den Ringspalt 52 abströmt.The nozzle tube body 50 is supported by a bushing 55 provided with axial bores 53 and fixed by means of a retaining ring 54 in the pipe part 16 on the strand side and delimits on the inside with an annular space 56 above the bushing 55 and a corresponding annular space 57 below this bushing 55, through which drilling fluid passes that flows out of the annular gap 57 via the annular gap 52.

Der Düsenringteil 51 ist innenseitig mit einem Verschleißring 58 versehen, der die Außenbegrenzung des Ringspaltes 52 bildet, und umfaßt eine sich abwärts erstreckende Schürze 59, die mit der Innenseite des Kolbenteils 26 in Dichtungseingriff steht. Gleichzeitig steht der Düsenringteil 51 im Bereich seines oberen Hauptteils in Dichtungseingriff mit dem Zylinderwandbereich 27 des meißelseitigen Rohrteils 17, und infolge dieser Ausbildung begrenzen der Düsenringteil 51, der Kolbenteil 26 und der Zylinderwandbereich 27 miteinander eine Ringkammer 60, die mit einem inkompressiblen Schmiermittel zur Gleitbahnschmierung gefüllt ist. Das inkompressible Schmiermittel wirkt wie ein starres Axialkraftübertragungsglied mit der Folge, daß der Düsenringteil 51 axialen Bewegungen des Kolbenteils 26 aufgrund entsprechender Axialbewegungen des meißelseitigen Rohrteils 17 gleichzeitig und gleichförmig folgt.The nozzle ring part 51 is provided on the inside with a wear ring 58, which forms the outer boundary of the annular gap 52, and comprises one downwardly extending apron 59 which is in sealing engagement with the inside of the piston member 26. At the same time, the nozzle ring part 51 is in sealing engagement with the cylinder wall region 27 of the chisel-side tube part 17 in the region of its upper main part, and as a result of this design, the nozzle ring part 51, the piston part 26 and the cylinder wall region 27 together define an annular chamber 60 which is filled with an incompressible lubricant for slideway lubrication is. The incompressible lubricant acts like a rigid axial force transmission element, with the result that the nozzle ring part 51 follows axial movements of the piston part 26 simultaneously and uniformly due to corresponding axial movements of the bit-side tube part 17.

Der Düsenringteil 51 hat allein die Aufgabe, eine Ringkammer 60 für Schmiermittel zu bilden, die sich in ihrem Volumen an den fortschreitenden Verbrauch von Schmiermittel anpaßt. Der Düsenringteil 51 kann entfallen, wenn eine Schmierung nicht erforderlich ist. Anstelle der vom Düsenringteil 51 begrenzten Ringkammer 60 für Schmiermittel oberhalb des Kolbenteils 56 kann eine solche Ringkammer auch unterhalb des Kolbenteils 26 vorgesehen und mittels eines an seiner Unterseite von der Bohrspülung beaufschlagten Abschlußringes begrenzt sein. In einem solchen Falle bildet die Innenseite des Kolbenteils 26 oder ein an dieser vorgesehener Verschleißring die unmittelbare Außenbegrenzung des Ringspaltes 52.The sole purpose of the nozzle ring part 51 is to form an annular chamber 60 for lubricant, the volume of which adapts to the progressive consumption of lubricant. The nozzle ring part 51 can be omitted if lubrication is not required. Instead of the annular chamber 60 for lubricant delimited by the nozzle ring part 51 above the piston part 56, such an annular chamber can also be provided below the piston part 26 and can be delimited by means of an end ring acted upon by the drilling fluid on its underside. In such a case, the inside of the piston part 26 or a wear ring provided on it forms the immediate outer boundary of the annular gap 52.

Der Düsenrohrkörper 50 weist einen Mittelteil 61 auf, dessen Außenseite den Ringspalt 52 an seiner Innenseite begrenzt, wenn sich die Teile wie in Fig. 4 in oder nahe der Einschubendstellung befinden. Der Mittelteil 61 geht über eine Abschrägung 63 in einen Fortsatz 62 mit verringertem Außendurchmesser über, der in einem mittleren Auszugsbereich der Teile 16,17 zueinander, den Fig. 5 zeigt, die Innenbegrenzung für den Ringspalt 52 übernimmmt. Der Querschnitt des Ringspaltes ist in diesem Auszugsbereich größer als jener, den der Ringspalt 52 in der Stellung der Teile gemäß Fig. 4, d.h. bei innenseitiger Begrenzung durch den Mittelteil 61 des Düsenrohrkörpers 50, darbietet.The nozzle tube body 50 has a middle part 61, the outside of which delimits the annular gap 52 on its inside when the parts are in or near the insertion end position as in FIG. 4. The central part 61 merges via a bevel 63 into an extension 62 with a reduced outer diameter, which in a central pull-out area of the parts 16, 17 relative to one another, as shown in FIG. 5, takes over the inner limitation for the annular gap 52. The cross-section of the annular gap in this extension area is larger than that which the annular gap 52 has in the position of the parts according to FIG. with inside limitation by the middle part 61 of the nozzle tube body 50.

Werden die Rohrteile 16,17 noch weiter ausgezogen, wie das in Fig. 6 veranschaulicht ist, dann gelangt das untere Ende des Düsenrohrkörpers 50 aus einer überlappenden Stellung mit dem Düsenringteil 51 in eine Stellung oberhalb desselben mit der Folge, daß ein freier Durchlaß 64 entsteht, der ein ungedrosseltes Abströmen von Bohrspülung aus dem Ringraum 57 gestattet.6, the lower end of the nozzle tube body 50 moves from an overlapping position with the nozzle ring part 51 to a position above the same, with the result that a free passage 64 is created , which allows an unthrottled outflow of drilling fluid from the annular space 57.

Im Bereich des unteren Endes des Düsenrohrkörpers 50 befindet sich eine Drosselstelle 65, die einen verengten Abflußquerschnitt für Bohrspülung aus dem axialen Innenkanal 66 des Düsenrohrkörpers definiert. Auf diese Weise bildet sich in der Bohrspülung oberhalb des oberen Endes des Düsenrohrkörpers 51 ein durch Stauwirkung erhöhter Druck aus, mit dem die Bohrspülung auch in Ringräume 56,57 gelangt und über den Düsenringteil 51 axial abwärts auf den Kolbenteil 26 einwirkt. Zwar mindert sich infolge der zunächst stärker, dann schwächer gedrosselten Abströmung von Bohrspülung aus dem Ringraum 57 über den Ringspalt 52 der auf den Düsenringteil 51 einwirkende Druck, jedoch verbleibt bis zum Herausbewegen des Düsenrohrkörpers 50 aus dem Düsenringteil 51 eine durch Drosselwirkung erhöhte, auf den Kolbenteil 26 und damit den meißelseitigen Rohrteil 16 einwirkende Druckdifferenz.In the area of the lower end of the nozzle tube body 50 there is a throttle point 65, which defines a narrowed discharge cross section for drilling fluid from the axial inner channel 66 of the nozzle tube body. In this way, an increased pressure due to the accumulation of pressure builds up in the drilling fluid above the upper end of the nozzle tube body 51, with which the drilling fluid also reaches annular spaces 56, 57 and acts axially downward on the piston part 26 via the nozzle ring part 51. Although the initially stronger, then weaker throttled outflow of drilling fluid from the annular space 57 via the annular gap 52 reduces the pressure acting on the nozzle ring part 51, however, until the nozzle tube body 50 is moved out of the nozzle ring part 51, a pressure which is increased by the throttling action remains on the piston part 26 and thus the chisel-side tube part 16 acting pressure difference.

Tritt im Zuge einer Bewegung des meißelseitigen Rohrteils 17 zum strangseitigen Rohrteil 16 aus der Stellung gemäß Fig. 4 in eine Stellung gemäß Fig. 5 eine Vergrößerung des Querschnitts des Ringspaltes 52 auf, dann mindert sich der Druck im Ringraum 57 oberhalb des Düsenringkörpers 51, und diese Veränderung der hydraulischen Parameter verringert die auf den meißelseitigen Rohrteil 17 und damit auf den Drehbohrmeißel 4 axial abwärts einwirkenden Kräfte. Bei einem Übergang der Teile von der Auszugsstellung nach Fig. 5 in die Auszugsstellung nach Fig. 6 werden hydraulische Parameter wirksam, die im wesentlichen jenen nach Fig. 2 entsprechen. Maßgeblich für die Druckdifferenz sind in Fig. 2 und Fig. 6 der Druck in der Bohrspülung unmittelbar oberhalb des Düsenringteils 51 und der Druck in der Bohrspülung im Ringraum eines Bohrlochs an der Außenseite der Teleskopvorrichtung 14,15.If, in the course of a movement of the chisel-side tube part 17 to the strand-side tube part 16 from the position according to FIG. 4 to a position according to FIG. 5, an enlargement of the cross-section of the annular gap 52 occurs, then the pressure in the annular space 57 above the nozzle ring body 51, and this change in the hydraulic parameters reduces the forces acting axially downward on the bit-side tube part 17 and thus on the rotary drill bit 4. When the parts change from the extended position according to FIG. 5 into the extended position according to FIG. 6, hydraulic parameters become effective which essentially correspond to those according to FIG. 2. The pressure difference in FIG. 2 and FIG. 6 are decisive for the pressure difference in the drilling fluid immediately above the nozzle ring part 51 and the pressure in the drilling fluid in the annular space of a borehole on the outside of the telescopic device 14, 15.

Anstelle der bei der Ausführung nach Fig. 4 bis 6 verwirklichten stufenweisen Änderung der hydraulischen Parameter mit der Auszugslänge der Teleskopvorrichtung 14,15 kann eine stufenlose Veränderung beispielsweise dadurch verwirklicht werden, daß der außenseitigen Begrenzungsfläche des Ringspaltes 52 eine konische Verjüngung nach unten hin vorgegeben wird, während die Innenbegrenzung des Ringspaltes 52 von einer gleichförmigen zylindrische Außenfläche des Düsenrohrkörpers 50 gebildet ist.Instead of the gradual change in the hydraulic parameters with the extension length of the telescopic device 14, 15 implemented in the embodiment according to FIGS. 4 to 6, a continuous change can be implemented, for example, by prescribing a conical taper downwards on the outside boundary surface of the annular gap 52, while the inner boundary of the annular gap 52 is formed by a uniform cylindrical outer surface of the nozzle tube body 50.

Der Düsenrohrkörper 50 ist von der Büchse 55 als aufzieh- und absetzbares Bauteil abgestützt, so daß sich über einen Austausch gegen ein Düsenrohrteil mit veränderter Gestalt eine weitere Möglichkeit zur Veränderung der hydraulischen Parameter für eine hydraulische Kraftableitung gegeben ist.The nozzle tube body 50 is supported by the bush 55 as a component that can be pulled open and removed, so that there is another possibility for changing the hydraulic parameters for a hydraulic force dissipation by exchanging it for a nozzle tube part with a changed shape.

Eine andere Ausführung der Mittel zur Veränderung der für die hydraulische Kraftableitung auf das meißelseitige Rohrteil 17 maßgeblichen hydraulischen Parameter zeigen die Fig. 7 und 8, in denen mit der Ausführung nach Fig. 2 übereinstimmende Bauteile mit gleichen Bezugszeichen versehen sind.Another embodiment of the means for changing the hydraulic parameters relevant for the hydraulic power dissipation to the bit-side tube part 17 is shown in FIGS. 7 and 8, in which components corresponding to the embodiment according to FIG. 2 are provided with the same reference numerals.

Im Unterschied zur Ausführung nach Fig. 2 bildet der Kolbenteil für die hydraulische Ableitung axialer Kräfte auf den meißelseitigen Rohrteil 17 einen Differentialkolben in Gestalt eines Ringkolbenteils , der abgedichtet zwischen koaxialen Zylinderwandbereichen 27,35 des meißelseitigen und des strangseitigen Rohrteils 16,17 angeordnet und zu diesen beiden begrenzt relativ verschiebbar ist.In contrast to the embodiment according to FIG. 2, the piston part for the hydraulic derivation of axial forces on the bit-side tube part 17 forms a differential piston in the form of an annular piston part, which is arranged in a sealed manner between coaxial cylinder wall regions 27, 35 of the bit-side and the strand-side tube part 16, 17 and to these two is relatively limited.

Der Zylinderwandbereich 35 des meißelseitigen Rohrteils 16 ist an seinem meißelseitigen Ende mit einer Mitnahmeschulter 71 für den Ringkolbenteil 70 versehen, und der Zylinderwandbereich 27 des strangseitigen Rohrteils 16 weist eine Anschlagschulter 72 für den Ringkolbenteil 70 auf, die in einem an die Einschubendstellung angrenzenden Teilauszugsbereich des Rohrteils 17 gegenüber dem Rohrteil 16 (Fig. 7) zur Seite des Drehbohrmeißels 4 hin im Abstand vor der Mitnahmeschulter 71 am meißelseitigen Rohrteil 17 gelegen ist.The cylinder wall area 35 of the chisel-side tube part 16 is provided at its chisel-side end with a driving shoulder 71 for the ring piston part 70, and the cylinder wall area 27 of the string-side tube part 16 has a stop shoulder 72 for the ring piston part 70, which in a partial extension area of the tube part adjacent to the insertion position 17 is located opposite the pipe part 16 (FIG. 7) to the side of the rotary drill bit 4 at a distance in front of the driving shoulder 71 on the pipe part 17 on the bit side.

Der Ringkolbenteil 70 steht unter Einwirkung des Drucks der Bohrspülung an seiner Druckfläche 25, und solange der Differentialkolben auf der Mitnahmeschulter 71 des meißelseitigen Rohrteils 17 aufliegt, wirkt der Ringkolbenteil 70 wie ein fest mit dem meißelseitigen Rohrteil 17 verbundener Kolbenteil, dessen Außendurchmesser die wirksame hydraulische Fläche für die hydraulische Kraftableitung auf den meißelseitigen Rohrteil 17 definiert.The annular piston part 70 is under the influence of the pressure of the drilling fluid on its pressure surface 25, and as long as the differential piston rests on the driving shoulder 71 of the chisel-side tubular part 17, the annular piston part 70 acts as a piston part firmly connected to the chisel-side tubular part 17, the outer diameter of which is the effective hydraulic surface defined for the hydraulic power dissipation on the bit-side pipe part 17.

Passiert am Ende des an die Einschubendstellung angrenzenden ersten Teilauszugsbereiches die Mitnahmeschulter 71 die Anschlagschulter 72, so setzt sich der Ringkolbenteil 70 auf der Anschlagschulter 72 ab mit der Folge, daß für den zweiten Teilauszugsbereich der Außendurchmesser des Zylinderwandbereiches 35 des meißelseitigen Rohrteils 17 die für diesen wirksame hydraulische Fläche definiert.If at the end of the first partial extension area adjoining the insertion end position the driving shoulder 71 passes the stop shoulder 72, then the annular piston part 70 settles on the stop shoulder 72 with the result that for the second partial extension area the outer diameter of the cylinder wall area 35 of the chisel-side tube part 17 is effective for this hydraulic surface defined.

An ihrem der Mitnahmeschulter 71 abgewandten Ende ist der Zylinderwandbereich 35 des meißelseitigen Rohrteils 17 mit einem Anschlag 73 versehen, der den zweiten Teilauszugsbereich für den meißelseitigen Rohrteil 17 begrenzt.At its end facing away from the driving shoulder 71, the cylinder wall area 35 of the chisel-side tube part 17 is provided with a stop 73 which delimits the second partial extension area for the chisel-side tube part 17.

Die Fig. 9 bis 11 veranschaulichen eine abgewandelte Ausführung zu der nach Fig. 7 und 8, bei der eine Differential-Doppelkolbenkonstruktion verwirklicht ist. Auch in Fig. 9 bis 11 sind den Teilen in Fig. 7 und 8 entsprechende Teile mit gleichen Bezugszeichen versehen. Bei der Ausführung nach Fig. 9 bis 11 ist dem Ringkolbenteil 70 ein büchsenförmiger Zusatzkolbenteil 75 zugeordnet, der auf dem Zylinderwandbereich 35 des meißelseitigen Rohrteils 17 verschieblich ist. Der Zusatzkolbenteil 75 bildet mit seiner Außenseite einen Zylinderwandbereich 76 für den Ringkolbenteil 70, der an seinen meißelseitigen Ende mit einer Mitnahmeschulter 77 für den Ringkolbenteil 70 versehen ist. Dabei ist der Zusatzkolbenteil 75 nahe seinem meißelseitigen Ende zum Zylinderwandbereich 35 des meißelseitigen Rohrteils 17 hin abgedichtet und umgreift in seinem sich stromauf anschließenden oberen Bereich 78 den Zylinderwandbereich 35 des Rohrteils 17 im Abstand, so daß zwischen dem oberen Zusatzkolbenbereich 78 und dem Zylinder- wandbereich 35 ein nach oben hin offener Ringraum 79 gebildet ist. Der Ringraum 79 ist ebenso wie ein Ringraum 80 zwischen dem oberen Bereich 78 des Zusatzkolbenteils 75 und dem Zylinder- wandbereich 27 des strangseitigen Rohrteils 16 nach oben hin offen und dementsprechend für Bohrspülung zugänglich.9 to 11 illustrate a modified embodiment to that of FIGS. 7 and 8, in which a differential double piston construction is realized. 9 to 11, parts corresponding to the parts in FIGS. 7 and 8 are provided with the same reference numerals. 9 to 11, the annular piston part 70 is assigned a sleeve-shaped additional piston part 75, which is displaceable on the cylinder wall area 35 of the chisel-side tube part 17. The additional piston part 75 forms with its outside a cylinder wall area 76 for the ring piston part 70, which is provided at its chisel-side end with a driving shoulder 77 for the ring piston part 70. The additional piston part 75 is sealed near its chisel-side end to the cylinder wall region 35 of the chisel-side tube part 17 and, in its upstream upper region 78, surrounds the cylinder wall region 35 of the tube part 17 at a distance, so that between the upper additional piston region 78 and the cylinder wall region 35 an upwardly open annular space 79 is formed. The annular space 79, like an annular space 80 between the upper region 78 of the additional piston part 75 and the cylinder wall region 27 of the pipe part 16 on the branch side, is open at the top and is accordingly accessible for drilling fluid.

In der in Fig. 9 veranschaulichten der Einschubendstellung nahen Stellung der Rohrteile 16,17 zueinander wirkt auf den meißelseitigen Rohrteil 17 eine axiale, von der Bohrspülung abgeleitete hydraulische Kraft ein, die durch den Außendurchmesser des Ringkolbenteils 70 als die wirksame hydraulische Fläche definierende Größe bestimmt ist. Denn der Ringkolbenteil 70 liegt auf der Mitnahmeschulter 77 des Zusatzkolbenteils 75 und letzterer auf der Mitnahmeschulter 71 des meißelseitigen Rohrteils 17 auf, so daß beide Kolbenteile wie fest mit dem Rohrteil 17 verbunden wirken.In the position of the tube parts 16, 17 close to the insertion position illustrated in FIG. 9, an axial hydraulic force derived from the drilling fluid acts on the bit-side tube part 17 and is determined by the outer diameter of the annular piston part 70 as the variable defining the effective hydraulic area . Because the annular piston part 70 lies on the driving shoulder 77 of the additional piston part 75 and the latter on the driving shoulder 71 of the chisel-side pipe part 17, so that both piston parts act as firmly connected to the pipe part 17.

Bei einer Auszugsbewegung des Rohrteils 17 relativ zum Rohrteil 16 bleiben die hydraulischen Parameter unverändert, bis sich der Ringkolbenteil 70 auf der Anschlagschulter 72 am strangseitigen Rohrteil 16 auflegt und sich bei weiterer Abwärtsbewegung des Zusatzkolbenteils 75 von dessen Mitnahmeschulter 77 abhebt, wie das in Fig. 10 veranschaulicht ist. Mit der axialen Trennung von Ringkolbenteil 70 und Zusatzkolbenteil 75 verringert sich die effektive hydraulische Fläche für die Ableitung einer Axialkraft auf den meißelseitigen Rohrteil 17 auf eine Größe, die durch den Außendurchmesser des Zylinderwandbereiches 76 des Zusatzkolbenteils 75 definiert ist.When the tubular part 17 is pulled out relative to the tubular part 16, the hydraulic parameters remain unchanged until the annular piston part 70 rests on the stop shoulder 72 on the tubular pipe part 16 and, when the additional piston part 75 moves further downward, lifts off its driving shoulder 77, as in FIG. 10 is illustrated. With the axial separation of the annular piston part 70 and the additional piston part 75, the effective hydraulic area for deriving an axial force on the bit-side tube part 17 is reduced to a size which is defined by the outer diameter of the cylinder wall area 76 of the additional piston part 75.

Wird der meißelseitige Rohrteil 17 relativ zu dem strangseitigen Rohrteil 16 über die Stellung der Teile gemäß Fig. 10 hinaus weiter ausgezogen, so gelangt der Zusatzkolbenteil 75 mit der Stirnfläche 81 an einem unteren Absatz 82 mit einer weiteren Anschlagschulter 83 am strangseitigen Rohrteil 16 in Eingriff, und bei einer weiteren Auszugs- bzw. Abwärtsbewegung des meißelseitigen Rohrteils 17 wird der Zusatzkolbenteil 75 von der Mitnahmeschulter 71 am Rohrteil 17 abgehoben mit der Folge, daß sich die wirksame hydraulische Fläche für die Ableitung axialer Druckkräfte auf den meißelseitigen Rohrteil 17 auf einen Wert verringert, der durch den Außendurchmesser des Zylinderwandbereichs 35 des meißelseitigen Rohrteils 17 definiert ist. Dementsprechend sinkt die hydraulisch auf den meißelseitigen Rohrteil 17 und damit als Meißelandruckkraft auf den Drehbohrmeißel 4 abgeleitete hydraulische Axialkraft in Stufen von einem maximalen Wert in der Stellung der Teile gemäß Fig. 9 mit zunehmender Auszugslänge der Teleskopvorrichtung 14,15 auf einen mittleren Wert in der Stellung der Teile gemäß Fig. 10 auf schließlich einen Mindestwert, wie er bei der Stellung der Teile zueinander gemäß Fig. 11 verwirklicht ist. Nicht näher veranschaulichte Anschläge auf den Zylinderwandbereichen 35 und 76 können die maximale Auszugslänge einer Teleskopvorrichtung 14,15 begrenzen.If the chisel-side tube part 17 is extended further than the position of the parts according to FIG. 10 relative to the strand-side tube part 16, the additional piston part 75 engages with the end face 81 on a lower shoulder 82 with a further stop shoulder 83 on the strand-side tube part 16. and with a further extension or downward movement of the chisel-side pipe part 17, the additional piston part 75 is lifted off the driving shoulder 71 on the pipe part 17, with the result that the effective hydraulic area for the derivation of axial compressive forces on the chisel-side pipe part 17 is reduced to a value, which is defined by the outer diameter of the cylinder wall region 35 of the pipe part 17 on the bit side. Accordingly, the hydraulic axial force derived on the chisel-side pipe part 17 and thus as a chisel pressure force on the rotary drill bit 4 decreases in stages from a maximum value in the position of the 9 with increasing extension length of the telescopic device 14, 15 to an average value in the position of the parts according to FIG. 10, finally to a minimum value, as is realized when the parts are in relation to one another according to FIG. 11. Stops on the cylinder wall regions 35 and 76, which are not illustrated in any more detail, can limit the maximum extension length of a telescopic device 14, 15.

Um ein Optimum an Biegesteifigkeit für eine Teleskopvorrichtung 14,15 bei einem Optimum an ableitbarer Axialkraft zu erzielen, werden der Außendurchmesser des strangseitigen Rohrteils 16 und der die (größte) wirksame hydraulische Fläche für die Ableitung von Axialkräften auf den meißelseitigen Rohrteil 17 definierende Durchmesser so aufeinander abgestimmt, daß das Quadrat des Außendurchmessers des Rohrteils 16 geteilt durch das Quadrat des Durchmessers der wirksamen hydraulischen Fläche einen Verhältniswert ergibt, der im Bereich von 1,5 bis 2,5 liegt.In order to achieve an optimum bending stiffness for a telescopic device 14, 15 with an optimum of derivable axial force, the outer diameter of the pipe part 16 on the strand side and the diameter defining the (largest) effective hydraulic surface for the derivation of axial forces on the pipe part 17 on the bit side become one on the other matched that the square of the outer diameter of the tubular member 16 divided by the square of the diameter of the effective hydraulic surface gives a ratio that is in the range of 1.5 to 2.5.

Wie eingangs schon dargelegt wurde, genügt in vielen Fällen eine einzige mit Mitteln zur Axialdruckerzeugung versehene Teleskopvorrichtung 14 bzw. 15 innerhalb einer Bohreinrichtung, jedoch können auch, wie das Fig. 1 zeigt, zwei oder mehr solcher Vorrichtungen 14,15 unmittelbar oder im Abstand hintereinander in die Bohreinrichtung eingefügt sein. Dabei können die Vorrichtungen 14,15 eine gleiche oder eine unterschiedliche Ausbildung und gleiche oder eine unterschiedliche Auslegung aufweisen, so daß unterschiedlichsten Anforderungen an eine Veränderbarkeit der hydraulischen Parameter gegeben ist, die für eine hydraulische Ableitung einer Meißelandruckkraft auf den Drehbohrmeißel 4 maßgeblich sind. Dabei können bei hintereinander angeordneten Teleskopvorrichtungen 14,15 diese eine Auslegung aufweisen, durch die sie erst nacheinander durch Ansprechen auf unterschiedliche Parameter in Funktion treten.As already explained at the beginning, in many cases a single telescopic device 14 or 15 provided with means for generating axial pressure within a drilling device is sufficient, however, as shown in FIG. 1, two or more such devices 14, 15 can also be arranged directly or at a distance from one another be inserted into the drilling device. The devices 14, 15 can have the same or a different design and the same or a different design, so that there are very different requirements for changeability of the hydraulic parameters, which are decisive for a hydraulic derivation of a bit pressure on the rotary drill bit 4. In the case of telescopic devices 14, 15 arranged one behind the other, they can have a design by which they only come into operation one after the other by responding to different parameters.

Claims (25)

1. Verfahren zum Abteufen einer Bohrung in unterirdische Gesteinsformationen, bei dem ein stirnseitig mit einem Drehbohrmeißel versehenes über eine Teleskopverbindung zumindest bereichsweise axial relativ zu einem Bohrrohrstrang parallelverschiebliches Bohrwerkzeug durch den Bohrrohrstrang mit Bohrspülung versorgt und aus der Bohrspülung eine hydraulische Meißelandruckkraft abgeleitet wird, dadurch gekennzeichnet, daß die Meißelandruckkraft in Abhängigkeit von sich während des Abteufens ändernden Bohrparametern durch obertägig gesteuerte Veränderung der für die hydraulische Kraftableitung maßgeblichen hydraulischen Parameter eingestellt wird.1. A method for sinking a bore into underground rock formations, in which a drilling tool provided on the end face with a rotary drill bit, at least in regions axially displaceable axially relative to a drill pipe string, is supplied with drilling fluid through the drill pipe string and a hydraulic bit pressure is derived from the drilling fluid. that the Meißeland compressive force is adjusted depending on the drilling parameters changing during the sinking by surface controlled change of the hydraulic parameters relevant for the hydraulic power dissipation. 2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die für die Kraftableitung maßgeblichen hydraulischen Durchmesser verändert werden.2. The method according to claim 1, characterized in that the hydraulic diameters relevant for the force dissipation are changed. 3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, daß der über die hydraulischen Durchmesser wirksame Druck in der Bohrspülung verändert wird.3. The method according to claim 1 or 2, characterized in that the effective pressure across the hydraulic diameter is changed in the drilling fluid. 4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, daß die hydraulischen Parameter durch änderung der Auszugsstellung der Teleskopverbindung werden.4. The method according to any one of claims 1 to 3, characterized in that the hydraulic parameters are changed by changing the extended position of the telescopic connection. 5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, daß für die Veränderung der hydraulischen Parameter der Volumenstrom der Bohrspülung als Steuergröße in Abhängigkeit von der Hakenlast des Bohrrohrstranges verwendet wird.5. The method according to any one of claims 1 to 4, characterized in that the volume flow of the drilling fluid is used as a control variable depending on the hook load of the drill pipe string for changing the hydraulic parameters. 6. Bohreinrichtung mit einem über Anschlußmittel (2) mit einem Bohrrohrstrang (3) verbindbaren Bohrwerkzeug (1), das an seinem den Anschlußmitteln (2) abgewandten Ende mit einem Drehbohrmeißel (4) versehen ist, und mit zumindest einer Teleskopvorrichtung (14;15), die ein äußeres (16)und ein in diesem axial parallelverschieblich geführtes inneres Rohrteil (17) sowie Mittel (23,24) zur rotatorischen Kupplung beider Rohrteile (16,17) umfaßt, wobei das im Gleichgang mit dem Drehbohrmeißel (4) relativverschiebliche meißelseitige Rohrteil (17) zur Ableitung einer resultierenden Meißelandruckkraft zumindest eine von Bohrspülung axial beaufschlagbare Druckfläche (25;29,30) aufweist, gekennzeichnet durch Mittel (26;31,32;43;50;70;75) zur Veränderung der für die hydraulische Kraftableitung auf das meißelseitige Rohrteil (17) maßgeblichen hydraulischen Parameter vorgesehen sind.6. drilling device with a drilling tool (1) which can be connected via a connecting means (2) to a drill pipe string (3) and which is provided with a rotary drill bit (4) at its end facing away from the connecting means (2), and with at least one telescopic device (14; 15 ), which comprises an outer (16) and an axially parallel inner tube part (17) and means (23, 24) for the rotational coupling of both tube parts (16, 17), the relatively synchronous with the rotary drill bit (4) Chisel-side pipe part (17) for deriving a resultant chisel pressure force has at least one pressure surface (25; 29, 30) that can be axially loaded by drilling fluid, characterized by means (26; 31, 32; 43; 50; 70; 75) for changing the hydraulic pressure Force transmission to the chisel-side tube part (17) are provided as hydraulic parameters. 7. Bohreinrichtung nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, daß die Teleskopvorrichtung (14;15) zwischen dem Bohrwerkzeug (1) und dem Bohrrohrstrang (3) angeordnet ist.7. Drilling device according to claim 6, characterized in that the telescopic device (14; 15) between the drilling tool (1) and the drill pipe string (3) is arranged. 8. Bohreinrichtung nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, daß die Teleskopvorrichtung (14;15) zwischen einem oberen und einem unteren Teil des Außengehäuses (5,6) des Bohrwerkzeugs (1) eingesetzt ist.8. Drilling device according to claim 6, characterized in that the telescopic device (14; 15) between an upper and a lower part of the outer housing (5,6) of the drilling tool (1) is used. 9. Bohreinrichtung nach einem der Ansprüche 6 bis 8, dadurch gekennzeichnet, daß das meißelseitige Rohrteil das innere Rohrteil (17) der Teleskopvorrichtung (14;15) bildet und an seinem dem strangseitigen äußeren Rohrteil (16) zugewandten Ende einen Ringkolbenteil (26) mit einer der anströmenden Bohrspülung zugewandten Kolbenfläche (25) aufweist.9. Drilling device according to one of claims 6 to 8, characterized in that the chisel-side tubular part forms the inner tubular part (17) of the telescopic device (14; 15) and on its end facing the outer tubular part (16) of the strand has an annular piston part (26) with a piston surface (25) facing the flowing drilling fluid. 10. Bohreinrichtung nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, daß der Ringkolbenteil (26) am Umfang gegen einen Zylinderwandbereich (27) des strangseitigen Rohrteils (16) abgedichtet ist.10. Drilling device according to claim 9, characterized in that the annular piston part (26) is sealed on the circumference against a cylinder wall region (27) of the pipe part (16) on the strand side. 11. Bohreinrichtung nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, daß der Ringkolbenteil (26) ein gesondertes, auswechselbar mit dem meißelseitigen Rohrteil (17) verbundenes Bauteil bildet und der Zylinderwandbereich (27) des strangseitigen Rohrteils (17) seinerseits an einen auswechselbar mit dem strangseitigen Rohrteil (16) verbundenen Bauteil (21) ausgebildet ist.11. Drilling device according to claim 9, characterized in that the annular piston part (26) forms a separate, interchangeable with the chisel-side tube part (17) connected component and the cylinder wall region (27) of the strand-side tube part (17) in turn on a replaceable with the strand-side tube part (16) connected component (21) is formed. 12. Bohreinrichtung nach einem der Ansprüche 6 bis 11, dadurch gekennzeichnet, daß das meißelseitige Rohrteil (16) mehrere, axial im Abstand hintereinander angeordnete Kolbenteile (31,32) umfaßt, die jeweils für sich eine Axialkraft ableiten, die additiv an der Bildung der resultierenden Meißelandruckkraft beteiligt ist.12. Drilling device according to one of claims 6 to 11, characterized in that the chisel-side tubular part (16) comprises a plurality of piston parts (31, 32) arranged axially at a distance from one another, each of which derives an axial force for itself, which is additive to the formation of the resulting Meißelandruckkraft is involved. 13. Bohreinrichtung nach einem der Ansprüche 6 bis 12, dadurch gekennzeichnet, daß die Mittel zur Veränderung der hydraulischen Parameter durch Veränderung der Auszugslänge der Teleskopvorrichtung (14;15) aktivierbar sind.13. Drilling device according to one of claims 6 to 12, characterized in that the means for changing the hydraulic parameters can be activated by changing the extension length of the telescopic device (14; 15). 14. Bohreinrichtung nach einem der Ansprüche 6 bis 13, dadurch gekennzeichnet, daß dem strangseitigen Rohrteil Bypasskanäle (43) für Bohrspülung zugeordnet sind, die deren Eintrittsöffnungen vom Ringkolbenteil (26) abgedeckt und zur Herabsetzung des auf den Ringkolbenteil (26) wirkenden Drucks in der Bohrspülung bei einem Ausfahren des meißelseitigen Rohrteils (17) der Teleskopvorrichtung (14;15) fortschreitend freigebbar sind.14. Drilling device according to one of claims 6 to 13, characterized in that bypass passages (43) for drilling fluid are assigned to the pipe section on the string side, the inlet openings of which are covered by the annular piston part (26) and to reduce the pressure acting on the annular piston part (26) in the Drilling fluid can be released progressively when the chisel-side pipe part (17) of the telescopic device (14; 15) is extended. 15. Bohreinrichtung nach einem der Ansprüche 6 bis 14, dadurch gekennzeichnet, daß dem strangseitigen Rohrteil ein Düsenrohrkörper zugeordnet ist, der in das meißelseitige Rohrteil (17) eingreift und mit dem Kolbenteil (26) des meißelseitigen Rohrteils (17) einen axialen Ringspalt (52) für den Durchgang von Bohrspülung beläßt, dessen Durchflußquerschnitt sich mit zunehmender Auszugslänge der Teleskopvorrichtung (14;15) stufenlos oder in Stufen vergrößert.15. Drilling device according to one of claims 6 to 14, characterized in that the strand-side tube part is assigned a nozzle tube body which engages in the bit-side tube part (17) and with the piston part (26) of the bit-side tube part (17) an axial annular gap (52 ) for the passage of drilling fluid, the flow cross section of which increases continuously or in stages with increasing extension length of the telescopic device (14; 15). 16. Bohreinrichtung nach Anspruch 15, dadurch gekennzeichnet, daß der Düsenrohrkörper (50) über eine mit Axialbohrungen (54) versehene Büchse (55) im Abstand zur Innenfläche des strangseitigen Rohrteils an diesem als aufzieh- und absetzbares, austauschbares Bauteil abgestützt ist.16. Drilling device according to claim 15, characterized in that the nozzle tube body (50) is supported on this with an axial bores (54) provided sleeve (55) at a distance from the inner surface of the tubular pipe part on this as a removable and removable, replaceable component. 17. Bohreinrichtung nach einem der Ansprüche 6 bis 16, dadurch gekennzeichnet, daß der Kolbenteil für die hydraulische Ableitung axialer Kräfte auf das meißelseitige Rohrteil (17) als Differentialkolben (70;75) ausgebildet ist.17. Drilling device according to one of claims 6 to 16, characterized in that the piston part for the hydraulic derivation of axial forces on the bit-side pipe part (17) is designed as a differential piston (70; 75). 18. Bohreinrichtung nach Anspruch 17, dadurch gekennzeichnet, daß der Differentialkolben (70) von einem Ringkolbenteil (70) gebildet ist, der abgedichtet zwischen koaxialen Zylinderwandbereichen (27,35) des strangseitigen und des meißelseitigen Rohrteils (16,17) angeordnet und zu diesen beiden begrenzt relativ verschiebbar ist.18. Drilling device according to claim 17, characterized in that the differential piston (70) is formed by an annular piston part (70), which is arranged between coaxial cylinder wall regions (27, 35) of the strand-side and chisel-side tube part (16, 17) and to these two is relatively limited. 19. Bohreinrichtung nach Anspruch 17 oder 18, dadurch gekennzeichnet, daß der Zylinder- wandbereich (35) des meißelseitigen Rohrteils (16) an seinem meißelseitigen Ende eine Mitnahmeschulter (71) für den Ringkolbenteil (70) und der Zylinderwandbereich (27) des strangseitigen Rohrteils (16) eine Anschlagschulter (72) für den Ringkolbenteil (70) aufweist, die in einem an die Einschubendstellung angrenzenden Teilauszugsbereich der Teleskopvorrichtung (14,15) zur Seite des Drehbohrmeißels (4) hin im Abstand vor der Mitnahmeschulter (71) am meißelseitigen Rohrteil (17) gelegen ist.19. Drilling device according to claim 17 or 18, characterized in that the cylinder wall region (35) of the chisel-side tube part (16) has a driving shoulder (71) for the annular piston part (70) and the cylinder wall region (27) of the strand-side tube part at its chisel-side end (16) has a stop shoulder (72) for the annular piston part (70), which in a partial extension area of the telescopic device (14, 15) adjacent to the insertion end position to the side of the rotary drill bit (4) at a distance in front of the driving shoulder (71) on the chisel-side tube part (17) is located. 20. Bohreinrichtung nach Anspruch 18 oder 19, dadurch gekennzeichnet, daß der Zylinder- wandbereich (35) des meißelseitigen Rohrteils (16) an seinem der Mitnahmeschulter (71) abgewandten Ende mit einem Anschlag (73) versehen ist.20. Drilling device according to claim 18 or 19, characterized in that the cylinder wall region (35) of the chisel-side tube part (16) is provided with a stop (73) at its end facing away from the driving shoulder (71). 21. Bohreinrichtung nach einem der Ansprüche 17 bis 20, dadurch gekennzeichnet, daß dem Ringkolbenteil (70) ein büchsenförmiger Zusatzkolbenteil (75) zugeordnet ist, der auf dem Zylinderwandbereich (35) des meißelseitigen Rohrteils (17) verschieblich ist und außenseitig einen Zylinderwandbereich (76) für den Ringkolbenteil (70) bildet, der an seinem meißelseitigen Ende mit einer Mitnahmeschulter (77) für den Ringkolbenteil (70) versehen ist, wobei der Zusatzkolbenteil (75) nahe seinem meißelseitigen Ende zum Zylinderwandbereich (35) des meißelseitigen Rohrteils (17) hin abgedichtet ist und mit seinem sich stromauf anschließenden oberen Bereich (78) den Zylinderwandbereich (35) des meißelseitigen Rohrteils (17) im Abstand umgreift.21. Drilling device according to one of claims 17 to 20, characterized in that the annular piston part (70) is assigned a sleeve-shaped additional piston part (75) which is displaceable on the cylinder wall region (35) of the chisel-side tube part (17) and on the outside a cylinder wall region (76 ) for the ring piston part (70), which is provided at its chisel-side end with a driving shoulder (77) for the ring piston part (70), the additional piston part (75) near its chisel-side end to the cylinder wall region (35) of the chisel-side tube part (17) is sealed off and, with its upstream adjoining upper region (78), engages around the cylinder wall region (35) of the chisel-side tube part (17) at a distance. 22. Bohreinrichtung nach Anspruch 21, dadurch gekennzeichnet, daß zur Seite des Drehbohrmeißels (4) hin im Abstand vor der Anschlagschulter (72) am Zylinderwandbereich (27) des strangseitigen Rohrteils (16) eine weitere Anschlagschulter (87) für einen Eingriff mit einem Absatz (82) des Zusatzkolbenteils (75) vorgesehen ist.22. Drilling device according to claim 21, characterized in that to the side of the rotary drill bit (4) at a distance in front of the stop shoulder (72) on the cylinder wall region (27) of the tubular pipe part (16), a further stop shoulder (87) for engagement with a shoulder (82) of the additional piston part (75) is provided. 23. Bohreinrichtung nach einem der Ansprüche 6 bis 22, dadurch gekennzeichnet, daß das Quadrat des Außendurchmessers des strangseitigen Rohrteils (16) der Teleskopverbindung (14,15) geteilt durch das Quadrat des Durchmessers der größten wirksamen hydraulischen Fläche einen Verhältniswert im Bereich von 1,5 bis 2,5 ergibt.23. Drilling device according to one of claims 6 to 22, characterized in that the square of the outer diameter of the tubular pipe part (16) of the telescopic connection (14, 15) divided by the square of the diameter of the largest effective hydraulic area has a ratio in the range of 1, 5 to 2.5 results. 24. Bohreinrichtung nach einem der Ansprüche 6 bis 23, dadurch gekennzeichnet, daß mehrere eine Axialkraft aus der Bohrspülung ableitende Teleskopvorrichtungen (14;15) in Reihe hintereinander in den Bohrrohrstrang (3) und/oder das Außengehäuse (5,6) des Bohrwerkzeugs (1) eingesetzt sind und eine gleiche oder eine unterschiedliche Ausbildung und gleiche oder unterschiedliche Auslegung aufweisen.24. Drilling device according to one of claims 6 to 23, characterized in that several telescopic devices (14; 15) deriving an axial force from the drilling fluid in series in the drill pipe string (3) and / or the outer housing (5, 6) of the drilling tool ( 1) are used and have the same or different training and the same or different design. 25. Bohreinrichtung nach Anspruch 24, dadurch gekennzeichnet, daß die hintereinander angeordneten Teleskopvorrichtungen (14,15) eine Auslegung aufweisen, durch die sie nacheinander unter Ansprechen auf unterschiedliche Parameter in Funktion treten.25. Drilling device according to claim 24, characterized in that the telescopic devices (14, 15) arranged one behind the other have a design by which they come into operation one after the other in response to different parameters.
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