Die Erfindung betrifft eine Schutzvorrichtung über einem Bohrkopf für Erdbohrungen, welcher Schneidflächen aufweist und mit Flüssigkeitskanälen versehen ist, sowie ein Verfahren zur Herstellung der Schutzvorrichtung.
Beim Bohren eines Bohrloches einer Erdölbohrung in die Erde ist es von Zeit zu Zeit notwendig, den Bohrmeissel und das Bohrrohr aus dem Loch herauszuziehen. Dies kann erforderlich sein, um einen abgenutzten Bohrmeissel auszuwechseln, ein Schutzfutterrohr in einen Teil des bereits gebohrten Loches einzusetzen oder irgendeine Versuchs- oder Ausbaummassnahme oder dergleichen durchzuführen. Nicht selten kann irgendeine Form einer teilweisen Störung oder eines Hindernisses in dem Bohrloch vorliegen. Beispielsweise kann ein vorspringender Absatz oder eine Schulter an der oberen Begrenzung einer harten Gesteinsschicht vorliegen. Es besteht daher, wenn der Bohrmeissel zurück in das Bohrloch gefahren wird, eine erhebliche Gefahr, dass der Bohrmeissel durch Aufprall auf dieses Hindernis geschädigt wird.
Bohrereinsätze bzw. Bohrmeissel des zusammen mit rotierrenden Bohranlagen verwendeten Typs sind ausserordentlich feste, zähe Werkzeuge, die hohe Beanspruchungen aushalten können, während sie mit beträchtlichen Geschwindigkeiten beim Durchbohren harter, zäher, abreibender Gesteinsformationen gedreht werden. Diese Gesteinsbohrer werden mit engen Toleranzen hergestellt, um die Einfügung von Präzisionslagern darin zu ermöglichen, so dass die längst mögliche Betriebshaltbarkeit erhalten wird. Trotzdem treten gewisse Anzeichen auf, die anzeigen, dass die Bohrmeissel geschädigt werden können, bevor sie tatsächlich mit der zu durchbohrenden Erdformation in Berührung kommen. Die aufgrund der Schädigung einesBohreinsatzes vor seiner tatsächlichen Verwendung entstehenden Gesamtkosten können erheblich sein.
Beispielsweise kann eine derartige Schädigung die Bohrdauer des Bohrmeissels von 100 Stunden auf 10 Stunden herabsetzen. In diesem Fall würden die Kosten mehrere tausend Dollar unter Berücksichtigung der Kosten des Bohreinsatzes selbst sowie der zur vorzeitigen Entfernung des beschädigten Bohrmeissels und zu dessen Ersatz durch einen anderen Bohrmeissel benötigten Aufbauzeit betragen.
Ausserdem kann der Bohreinsatz durch Kontakt mit der Bohrlochwand zusammengeballt werden, wodurch das Bohrmeissellagerschmiersystem oder ein richtiges Flüssigkeitszirkuliersystem gestört wird.
Drillbohreinsätze werden auch manchmal während des Transports des Drillbohreinsatzes zu der Bohrstelle beschädigt.
Sie werden auch manchmal während der Handhabung des Bohrmeissels beim Bohraufbau, z.B. während der Befestigung des Bohreinsatzes an dem Bohrgestänge beschädigt.
Die Führ- und Schutzanordnungen nach dem Stand der Technik, beispielsweise gemäss der US-PS 2 296 939, schützen die Schneidflächen oder das Schmiersystem eines Bohreinsatzes nicht adäquat, da sie nicht so umschlossen werden, dass diese Funktion erfüllt wird.
Darüberhinaus ist es in einigen Fällen äusserst unerwünscht, einen Metallgegenstand, wie beispielsweise der in der genannten US-Patentschrift beschriebene Draht in das Bohrloch einzuführen, da, falls er herauskommt, weitere Schädigung des Bohrmeissels herbeiführen kann.
Während in der US-PS 2 644 672 eine geformte Bohr rneisselschutzvorrichtung beschrieben wird, liefern deren Anordnung und Ausbildung keinerlei Möglichkeit, das Entfernen der Auffüllung und des Versatzes aus dem Bohrloch zu sichern, indem Auffüllung und Versatz von den Schneidflächen des Bohrmeissels im Umlauf weggeführt werden, bevor die Bohrmeisselschutzvorrichtung entfernt wird.
Auch ist die Ausbildung der Schutzvorrichtung selbst nicht unbedingt dazu geeignet, in Bohrlöcher gesenkt zu werden, die eine Verrohrung haben, die abgesetzt sein kann, weil der innere Durchmesser und der äussere Durchmesser nicht rund sind oder aufgrund der Toleranz und Wandstärkentoleranz, die vorspringende Absätze bewirkt, wo die Verrohrung miteinander verschraubt ist
Es ist Aufgabe der Erfindung, eine Schutzvorrichtung über einem Bohrkopf zu schaffen zum Schutz von Gesteinsbohreinsätzen, gleich, ob Diamant oder Kegel, vor deren tatsächlicher Wirkung am Boden oder irgendeiner anderen gewünschten Höhe in einem in die Erde gebohrten Bohrloch. Die Erfindung bezweckt weiter, ein Verfahren zur Herstellung einer solchen Schutzvorrichtung zu schaffen.
Erfindungsgemäss wird dies dadurch erreicht, dass am Bohrkopf ein Schutzmantel angebracht ist, welcher sich vor den Schneidflächen erstreckt und diese schützt und mindestens einen Kanal aufweist, der sich an die Flüssigkeitskanäle des Bohrkopfes anschliesst und eine Flüssigkeitsströmung durch die Kanäle des Bohrkopfes bei auf dem Bohrkopf befindlichem Schutzmantel gestattet.
Das erfindungsgemässe Verfahren zeichnet sich dadurch aus, dass der Bohrkopf in Verbindung mit einer Gussform zur Herstellung des Schutzmantels verwendet wird.
Die Flüssigkeitsdurchgangskanäle im Schutzmantel sind zweckmässig so angeordnet, dass Flüssigkeit hindurchströmt, um die Zirkulation von jeglicher Rückfüllung und von Versatz auf dem Boden des Bohrloches zu unterstützen, bevor der Bohrmeissel auf dem Boden des Bohrloches aufgesetzt wird, wodurch zur Hemmung einer Schädigung des Bohrmeissels beigetragen wird. Danach kann die Schutzvorrichtung wenigstens teilweise von dem Bohrmeissel durch hydrauliche Wirkung der Bohrflüssigkeit in einem Bogen des Bohrrohres und auf einer auf Flüssigkeitsdruck ansprechenden Einrichtung in Verbindung mit den Durchgangskanälen im Schutzmantel entfernt werden oder sie kann während der normalen Bohrvorgänge weggebohrt werden.
Die Schutzvorrichtung kann also gegebenenfalls von dem Bohrmeissel an einer gewählten Höhe in dem Bohrloch vor Erreichung der Höhe, bei der normale Bohrvorgänge durchgeführt werden sollen, entfernt werden oder sie kann während des normalen Bohrvorgangs entfernt werden.
Vorzugsweise umfasst das Verfahren zum Schutz von Rollenkegelgesteinsbohrmeissel die Anordnung eines Rollenkegelgesteinsmeissels in einer Formgebungsform und anschliessendes Giessen eines Formmaterials in die Formgebungsform sowie Härtung des Materials unter Bildung einer wenigstens den Rollenkegelteil des Gesteinsmeissels umschliessenden Schutzummantelung.
Geeignete Durchgänge und Hohlraum bildende Elemente oder auf Druck ansprechende Einrichtungen können in die Formgebungsform gebracht werden und in der richtigen Weise mit Bezug auf den Gesteinsbohrmeissel angeordnet, bevor das Formmaterial vergossen wird, um anschliessend in dem gehärteten Formmaterial Flüssigkeitsdurchgänge und Hohlräume oder auf Druck ansprechende Einrichtungen zu bilden, welche das Entfernen des gehärteten Fornnnaterials durch hydraulische Wirkung der Bohrflüssigkeit zu dem Zeitpunkt, da es erwünscht wird, die Rollenkegel für Bohrzwecke freizulegen, ermöglichen.
Die Schutzvorrichtung kann eine allgemeine konvexe Konfiguration aufweisen, die weniger dazu neigt, an Ansätzen in einem offenen Bohrloch oder verrohrten Bohrloch anzuhängen, wobei diese Konfiguration zu einer sich darum darum erstreckenden stromlinienförmigen Flüssigkeitsströmung beiträgt, wenn der geschützte Bohreinsatz in das Bohrloch geführt wird, sowie ein Zusammenballen (balling up) des Bohrmeissels verhindert.
Die Vorrichtung kann auch einen Indikator aufweisen, z.B.
einen Farbstoff oder ein radioaktives Material, so dass an der Erdoberfläche festgestellt werden kann, wenn wie entfernt ist.
Zum besseren Verständnis der Erfindung wird auf die folgende Beschreibung in Verbindung mit den Zeichnungen, die Ausführungsbeispiele der Erfindung zeigen,Bezug genommen, worin
Fig. 1 eine perspektivische Ansicht eines Bohreinsatzes vom Kegeltyp mit darauf angeordneter Schutzanordnung, die gemäss einer Ausführungsform der Erfindung ausgebildet ist,
Fig. 2 eine perspektivische Ansicht aus einem anderen Winkel des Gesteinsbohrmeissels und der Schutzanordnung nach Fig. 1,
Fig. 3 eine Bodenansicht der Schutzanordnung der Fig. 1,
Fig. 4 einen Querschnitt in Längsrichtung eines Kegelgesteinsbohrmeissels, der in einer Formgebungsform angeordnet ist, um darauf die in Fig. 1 gezeigte Schutz- und Führeinrichtung zu formen,
Fig. 4a einen partiellen, in Längsrichtung verlaufenden Querschnitt, der in einem etwas abweichenden Winkel von dem der Fig. 4 genommen ist,
Fig.
5 einen in Querrichtung verlaufenden Querschnitt längs der Schnittlinie 5-5 der Fig. 4,
Fig. 6 einen in Querrichtung verlaufenden Querschnitt längs der Schnittlinie 6-6 der Fig. 4,
Fig. 7 eine Ansicht ähnlich der Fig. 5 mit der Ausnahme, dass Fig. 7 eine modifizierte Form der hohlraum- und durchgangsbildenden Einrichtungen zur Verwendung zusammen mit einer etwas abweichenden Form eines Gesteinskegelbohrmeissels zeigt,
Fig. 8 eine Querschnittsansicht längs der Schnittlinie 8-8 der Fig. 7 mit der Ausnahme, dass eine abweichende Form von Rollenkegelzähnen in Fig. 8 wiedergegeben wird,
Fig. 9 eine Querschnittsansicht eines Erdbohrlochs und eine Erläuterung der Art und Weise, in der die Schutz- und Führeinrichtung der Erfindung zur Führung des Bohreinsatzes an einem Ansatz vorbei wirkt,
Fig.
10 eine perspektivische Ansicht eines Kegelgesteinsbohrmeissels, auf dem eine gemäss einer weiteren Ausführungsform der Erfindung ausgebildete Schutzanordnung aufgebracht ist,
Fig. 11 eine perspektivische Ansicht der in Fig. 10 wiedergegebenen Schutzanordnung, bevor sie auf den Gesteinsbohreinsatz aufgebracht ist,
Fig. 12 eine Draufsicht der Schutzanordnung der Fig. 11,
Fig. 13 einen in Längsrichtung verlaufenden Querschnitt des Gesteinsbohrmeissels und der Schutzanordnung der Fig. 10,
Fig. 14 eine perspektivische Ansicht, die zeigt, wie die Schutzanordnung der Fig. 11 aus drei gesonderten vorgeformten Teilen konstruiert sein kann,
Fig.
15 eine Ansicht teilweise im Schnitt eines Kegelbohrmeissels, wobei eine Form der Schmieranordnung und der Lagereinrichtungen zur Lagerung des Kegels zur Rotation auf dem Schaft oder Schenkel des Bohrmeissels mit der Schutzanordnung über dem Flügelansatz des Kegelbohreinsatzes, um zum Schutz der Lagerschmieranordnung beizutragen, erläutert sind,
Fig. 16 eine Schnittansicht, welche die Umschliessungsanordnung mit den Flüssigkeitsdurchgangseinrichtungen darin zur Zirkulierung von Flüssigkeit durch die Umschliessungseinrichtungen sowie zur Herstellung von Flüssigkeitsverbindung mit den Lagereinrichtungen aus dem Inneren des Bohrmeissels zur Beibehaltung des Drucks darauf bei praktisch dem Druck innerhalb des Bohrbogens oder innerhalb der Bohrlochbohrung wie gewünscht, erläutert,
Fig.
17 eine Erläuterung der Erfindung unter Anwendung auf einen Gesteinsbohreinsatz vom Typ eines Diamantbohr einsatzes und Einzelheiten der Flüssigkeitsdurchgangsanord nung, um Flüssigkeit direkt vor den Bohreinsatz zur Zirkulie rung von Versatz zu richten,
Fig. 18 eine teilweise perspektivische Ansicht des Bodens der
Schutz- und Führeinrichtung der Fig. 17 zur besseren Erläuterung der Flüssigkeitsöffnungen in deren Ende und eine Blattanordnung an dem Ende der Führung zur weiteren Unterstützung der Zirkulierung von Versatz und Rückfüllung in dem Bohrloch,
Fig. 19 die Form der Führ- und Schutzanordnung der Fig. 18 in Verbindung mit einem Kegelgohrmeissel und Erläuterungen der Flüssigkeitsdurchgangseinrichtungen und Blattanordnung zur Unterstützung der Zirkulierung von Versatz in der Bohrlochbohrung,
Fig. 20 eine teilweise perspektivische Ansicht des Bodens der Fig. 19,
Fig.
21 eine Erläuterung der Art und Weise, in der die Flüssigkeit durch die Führ- und Schutzanordnung entlang den Blättern gespritzt wird, was dazu beiträgt, Rückfüllung und Versatz aus der Bohrlochbohrung zu entfernen,
Fig. 22 eine perspektivische Ansicht zur Erläuterung einer Form der in einem Diamantbohrmeissel gebildeten Wasserver laufeinrichtungen,
Fig. 23 einen teilweisen Schnitt gemäss Fig. 22 zur Erläuterung des Verfahrens zur Anwendung der Erfindung auf einen Diamantgesteinsbohrmeissel und
Fig. 24 eine Stufe in dem bevorzugten Verfahren zur Bildung der Schutz- und Führeinrichtung auf einem Diamentbohrmeissel wiedergeben.
In den Fig. 1 bis 3 wird ein Rollenkegelgesteinsbohrmeissel 10 der zur Bohrung von Öl- und Gasbohrlochbohrungen in die Erde verwendeten Art wiedergegeben. Lediglich als Beispiel und nicht zur Begrenzung sei angenommen, dass der Gesteinsbohrmeissel 10 vom Dreikegeltyp ist. Der Gesteinsbolirmeissel 10 umfasst einen Hauptteil 11 und einen oberen aussen mit
Gewinde versehenen Teil 12. Im Betrieb ist der Teil 12 in den das untere Ende des Strangs oder Flügels des Bohrrohrs bildenden Bohrhals eingeschraubt. Abwärts, in 120"Abstän- den, von dem Hauptteil 11, erstrecken sich drei Schenkel 13, von denen nur zwei in den Fig. 1 und 2 sichtbar sind. Ein gesonderter Rollenkegel 14 ist auf jedem dieser Schenkel 13 drehbar gelagert.
Die Gesamtausrichtung jedes Rollenkegels
14 ist von Kegelgestalt, und die Zähne auf den drei Rollen kegeln 14 sind so angeordnet, dass sie in einer Weise ineinander eingreifen, die die Rotation der einzelnen Kegel, wenn der
Gesteinsbohrmeissel 10 zu Bohrzwecken rotiert wird, nicht stört. Der Gesteinsbohrmeissel 10 umfasst ferner drei Düsenrippen 15, die von dem Hauptteil 11 vorspringen und die zwischen den Schenkeln 13 angeordnet sind: Wie ersichtlich, befindet sich eine Strahldüseneinrichtung an dem unteren äussersten Ende jeder dieser Düsenrippen 15.
Auf dem Gesteinsbohrmeissel 10 aufgebracht ist eine gemäss einer ersten Ausführungsform der Erfindung konstruierte
Schutz- und Führeinrichtung angeordnet. Diese Schutz- und Führanordnung umfasst eine geformte Ummantelung 16, die den Rollenkegelteil des Gesteinsbohrmeissels 10 umschliesst.
Diese Ummantelung 16 kann aus irgendeinem Material geformt sein, das auf die Rollenkegel 14 gegossen und in und um die Rollenkegel herum geformt werden kann. Beispielsweise kann ein zementartiges Material, einschliesslich eines geeigneten Aggregats oder Zuschlagstoffs, wie lediglich beispielsweise Sand, mit Zement vermischt werden. Auch kann jedes Kunststoffmaterial, z. B. Epoxyharz, Polyvinylchlorid und dergleichen zur Herstellung der Ummantelung verwendet jwerden. Der Zuschlagstoff für den Kunststoff kann aus Kieselsäuresand bestehen. Die Ummantelung 16 enthält einen zentralen Nasenteil 17, der sich eine kurze Strecke in der
Grössenordnung mehrerer Zentimeter über die unteren Enden der Rollenkegel 14 in Längsrichtung erstreckt.
Vorzugsweise erstreckt er sich abwärts und langsam einwärts unter Bildung einer allgemein konvexen Konfiguration auf seinem äusseren Ende, wie in Fig. 1 wiedergegeben ist. Vorzugsweise überragt dann der Mittelteil des Nasenteils auf diese Weise die umge benden Rand- oder Kantenteile der Führung. Während die Schutz- und Führummantelung 16 praktisch den gleichen Durchmesser, bezogen auf lichte Weite, wie der Bohrmeissel, auf dem sie angebracht ist, aufweist, trägt die allgemein konvexe Anordnung ihres vorderen Teils zur stromlinienförmigen Strömung der Flüssigkeiten um die Anordnung herum bei, wenn sie in das Bohrloch gesenkt wird und vermeidet ein Anhängen an Vorsprüngen oder Unregelmässigkeiten in dem Bohrloch. Sie vermeidet auch ein Zusammenballen des Bohreinsatzes und verhindert eine Beschädigung der Bohrlochwand.
Die Ummantelung oder Anordnung 16 schliesst ferner Stützbeine 18 ein, die sich zwischen den Schenkeln 13 des Bohrmeissels 10 erstrecken und mehr oder weniger eine Dichtung mit den Kanten der Bohrschenkel 13 und den äusseren Enden des Hauptteils 11 und den Düsenrippen 15 ergeben. Die Dichtung mit den Schenkeln 13 ist in Fig. 15 deutlicher wiedergegeben. Das Äussere der Ummantelung oder Anordnung 16 ist so geformt, dass sich längs erstreckende Ausnehmungen 19 ergeben, die ermöglichen, dass sich Bohrflüssigkeit an der Ummantelung 16 vorbei bewegt, wenn die Ummantelung 16 und der Bohreinsatz 10 in ein Bohrloch in der Erde abgesenkt werden.
Mit anderen Worten und wie teilweise in Fig. 3 erläutert, besitzt bei den meisten Bohrmeisselkonstruktionen der Querschnittsbereich dieser Ausnehmungen 19 die gleiche allgemeine Grösse wie der Querschnittsbereich des um den Bohrmeissel 10 in Abwesenheit des Mantels 16 vorgesehene Spielraums. Die Ummantelung 16 ist ferner mit einem oder mehreren Flüssigkeitsauslässen 20 auf dem äusseren Teil des Mittelteils des Nasenteils 17 ausgestattet. Die Flüssigkeitsauslässe 20 werden nachfolgend in grösseren Einzelheiten betrachtet.
In den Fig. 4 bis 6 wird ein Verfahren beschrieben, bei dem die Ummantelung 16 auf dem Bohreinsatz 10 geformt wird.
Wie in Fig. 4 angegeben, wird der Gesteinsbohrmeissel 10 mit der Unterseite nach oben in eine Formungsform 22 gebracht, die wiederum auf einem Stütztisch 23 ruht. Wie in der Querschnittsansicht der Fig. 5 wiedergegeben, kann die Form 22, wie gezeigt und beschrieben, etwa zylindrisch geformt sein, was der allgemeinen Gesamtkontur des Bohrmeissels 10 entspricht.
Wie durch die Schnittlinie 4-4 in Fig. 5 angezeigt, wird die langgestreckte Querschpittsansicht der Fig. 4 so genommen, dass die Einzelheiten det Flüssigkeitsdurchgänge in zwei der Düsenrippen 15 des Bohrmeissels 10 gezeigt werden.
Wie sich aus Fig. 4 ergibt, ist der mit Gewinde versehene Teil 12 des Bohrmeissels 10 mit einem einen relativ grossen Durchmesser aufweisenden inneren Durchgang 24 versehen, der sich längs in den Bohrmeisselhauptteil 11 erstreckt. Das innere äussere Ende dieses Durchgangs 24 ist mit einer Reihe von Öffnungen 25 versehen, die mit Durchgängen 26 in Verbindung stehen, die sich zu vergrösserten zylindrischen Ausnehmungen 27 erstrecken und bei diesen enden, die in den äussersten Enden 15a der Düsenrippen 15 gebildet werden.
Eine zylindrische Strömungsdüse 28 ist in jeder dieser Ausnehmungen 27 angeordnet.
Bei Betrieb und unter der augenblichlichen Annahme, dass die Schutzummantelung 16 nicht vorliegt, fliesst dann durch das Bohrrohr gepumpte Bohrflüssigkeit zu den Durchgängen 24 durch die Verzweigungsdurchgänge 26 und wird aus den Strömungsdüsen 28 zur Reinigung der Rollenkegel 14 und zur Förderung der Entfernung von Bohrschliff vom Boden des Erdbohrlochs abgegeben.
Wie ferner in Fig. 4 gezeigt, sind die Rollenkegel 14 mit Schneidzähnen 29 ausgestattet. In der dargestellten Form des Gesteinsbohrmeissels liegen diese Zähne 29 in Form kleiner Wolframcarbideinfügungen vor, die in die Kegeloberflächen der Rollenkegel 14 eingebettet sind; jedoch können andere Zahnkonfigurationen verwendet werden, die auf den Kegeln gefräst werden. Die in Fig. 4 gezeigte Kegelschneidfläche ist am besten in der in Längsrichtung erfolgten Schnittansicht der Fig.
4a ersichtlich, die wie in Fig. 5 gezeigt, längs der Achse einer der Rollenkegel 14 genommen ist. Es sei jedoch bemerkt, dass die Lagerbolzen- und Kugellager- und Rollenlageranordnun gen zur Befestigung des Rollenkegels 14 an den Bohrmeisselschenkeln 13 aus der Fig. 4a zur Vereinfachung weggelassen wurden.
Die Ummantelung 16 kann in irgendeiner geeigneten Weise gebildet werden, und die folgenden Ausführungen dienen lediglich zur Erläuterung. Nachdem der Gesteinsbohreinsatz 10 in die Formgebungsform 22 gebracht worden ist, wird der untere Teil der Form 22 ausserhalb des Bohrmeissels 10 mit einem geeigneten Füllmittel, z.B. Sand 30, gefüllt. Der Sand 30 wird zu einer Höhe gerade etwas unterhalb des äussersten
Endes 15a der Düsenrippen 15 ausgebildet. Die obere Oberflä che des Sandes 30 begrenzt das unterste äusserste Ende für die vorspringende Ummantelung 16, die auf dem Bohrmeissel 10 geformt werden soll.
Zu diesem Punkt werden Flüssigkeitsleitungen bildende
Einrichtungen, die durch relativ kurze Längen aus flexiblem
Rohr 31 wiedergegeben sind, in die Strömungsdüsen 28 eingefügt. Ein Kern 32 aus leicht pulverisierbarem Material wird dann in dem mittleren Bereich neben den Rollenkegeln 14 ausgebildet. Dieser Kern 32 kann beispielsweise aus einem feuchten Sandmaterial mit ausreichendem Feuchtigkeitsgehalt, damit das Material seine Form während des Formungsvorgangs beibehalten kann, gebildet werden. Eine Gruppe von drei hohlraum- oder lückenbildenden Elementen 33 wird dann in die oberen äusseren Enden der Rohrstücke 31 eingebettet oder in anderer Weise daran befestigt.
Danach wird eine Reihe von drei weiteren Leitungseinrichtungen, die durch drei weitere Rohrlängen 34 dargestellt werden, in die Oberseiten der hohlraumbildenden Elemente eingebettet oder in anderer Weise daran befestigt. Diese zusätzlichen Rohrstücke 34 erstrecken sich aufwärts an dem Oberteil der Formgebungsform 22 vorbei und können durch ein Halteband oder Gummiband oder dergleichen zusammengebunden werden, wie bei 35 angegeben. In einigen Fällen kann das Rohr 31 eine ausreichende Länge aufweisen, um sich durch die hohlraumbildenden Elemente 33 und über die Form zu erstrecken. Auch kann das Rohr nachdem die Ummantelung geformt worden ist, entfernt werden. Die hohlraumbildenden Elemente können beispielsweise aus Paraffin oder einem anderen relativ festen wachsartigen Material geformt sein.
Ein Satz von Ausformungsformbauteilen 36 wird dann an Ort und Stelle zwischen die unteren Enden der Düsenrippen 15 und die Innenwand der Formgebungsform 22 eingefügt. Die Querschnittsgestalt dieser Ausformungsformbauteile 36 ist in Fig. 5 wiedergegeben. Die Bauteile 36 können aus Holz oder einem anderen geeigneten Material gefertigt sein. Zurückkommend auf Fig. 4 wird ein zylindrisches Ausformungsformbauteil 37 dann in die Formgebungsform 22 oben auf die Ausformungsformbauteile 36 gebracht. Diese Ausformungsformbauteile 37 enthalten Randteile 37a, die sich nach unten erstrecken und den Oberteil des Raums zwischen den Bauteilen 36 und der Formgebungsform 22 einnehmen. Das Bauteil 37 ist ferner mit einer erweiterten zylindrischen Öffnung oder einem Durchgang 37b an dessen oberem Ende versehen. Die Rohrelemente 34 erstrecken sich durch diesen Durchgang 37b.
Die Innenfläche 37c des Bauteils 37 besitzt etwa kugelförmige Gestalt und begrenzt die Gestalt der äussern Oberfläche des Nasenteils der Schutzummantelwung 16, die geformt werden soll. Das Bauteil 37 kann auch aus Holz gefertigt sein.
Das Formungsmaterial wird nun in die Formgebungsform 22 durch'die Öffnung oder den Durchgang 37b in den Oberteil des Bauteils 37 gegossen. Das Formungsmaterial lässt man herunterfliessen, um die verschiedenen verbleibenden nicht ausgefüllten Bereiche in und um die Rollenkegel 14 herum sowie die sich darüber zu dem Oberteil der Öffnung 37b erstreckenden nicht ausgefüllten Bereiche auszufüllen. Die
Verteilung der Formsubstanz kann vereinfacht werden, indem der Stütztisch 23 während des Giessvorgangs vibriert wird.
Diese Substanz lässt man dann unter Bildung der Schutz ummantelung 16, die in den Fig. 1 bis 3 gezeigt ist, härten. Es sei bemerkt, dass die Ausformungsformteile 36 der Fig. 4 so gestaltet sind, dass die gewünschten sich längs erstreckenden
Ausnehmungen 19 auf der äusseren Oberfläche der Schutz ummantelung 16 erzeugt werden.
Nachdem das Material gehärtet ist, werden die Ausformungs formstücke 37 und 36 aus der Formgebungsform 22 entfernt, worauf der Bohrmeissel 10 und die Schutzummantelung 16 auch aus der Formgebungsform 22 entfernt werden können.
Die Rohrstücke 34, die sich über die Oberfläche der Schutz ummantelung 16 hinaus erstrecken, werden mit der Oberfläche der Ummantelung 16 bündig abgeschnitten, um dadurch die
Flüssigkeitsauslässe 20, die in den Fig. 1 und 3 gezeigt sind, zu ergeben, oder sie können entfernt werden. Die Rohrstücke 34 und 31 können aus einem Stück Rohr gebildet werden, und wenn sie entfernt werden sollen, können die mit einem geeigneten Trennmittel ausgestattet werden, um ein Anhaften an dem Formmaterial zu verhindern.
In jedem Fall bilden die Rohrstücke 31 und 34 in der Ummantelung 16 Durchgänge, die allgemein mit 85 bezeichnet werden, gleich, ob sie an Ort und Stelle bleiben oder entfernt werden. Ein Ende des Durchgangs endet an der Strömungsdüse 28 und das andere an den Auslässen 20 in dem Zentralteil der Ummantelung 16, wobei sich der Zentralteil nach vorn über die Ränder der Ummantelung 16 erstreckt. In der wiedergegebenen Form der Erfindung steht der Durchgang 85 mit der auf Druck ansprechenden Einrichtung 33a, die durch die hohlraumbildenden Elemente 33 bebildet wird, in Verbindung oder sie schneidet die dazwischenliegenden Enden derselben.
Es sei darauf hingewiesen, dass die Oberfläche der auf Druck ansprechenden Einrichtung einen druckempfindlichen Oberflächenbereich liefert, der einen grösseren Querschnittsbereich aufweist als der Durchgang 85, mit dem sie sich schneidet, wobei sich ein Oberflächenbereich von vorbestimmter Grösse ergibt, so dass bei einem vorbestimmten Flüssigkeitsdruck innerhalb des Bohrstrangs und des verbundenen Bohrmeissels 10 die Ummantelung 16 entfernt wird.
Es sei bemerkt, dass die Fig. 5 und 6 keine ganz vollständigen Querschnittsansichten darstellen. Fig. 5 ist genauer eine Querschnittsansicht mit Blickrichtung herunter in die Formgebungsform 22, wobei das Formbauteil 37 entfernt ist und die Stellung gezeigt wird, bevor das Formmaterial eingegossen wird. In Fig.
6 ist die Ansicht vollständig mit der Ausnahme, dass das Material nicht eingegossen ist.
Einige Arten von Gesteinsbohreinsätzen verwenden Düsenstrahlen, die als Lang-Jets oder erweiterte Jets bekannt sind. In diesen Fällen befinden sich die Strahldüsen an den unteren Enden der rohrförmigen Bauteile, die sich von den Düsenrippen nach unten auf eine Höhe dichter an den unteren äusseren Enden der Rollenkegel erstrecken. Derartige Bohrmeissel können mit Schutzummantelungen in der gleichen Weise wie oben beschrieben versehen sein, wobei der Hauptunterschied in der Anordnung der Rohrstücke besteht, die in die Strahldüsen eingesetzt sind und die zu den in dem Hauptteil der Schutzummantelung gebildeten Hohlräumen verlaufen.
In den Fig. 7 und 8 ist eine modifizierte Form einer Konstruktion zur Anwendung bei einem Bohrmeissel 40 wiedergegeben, die keine Strahldüsen zur Ausströmung von Bohrflüssigkeit besitzt. Anstatt dessen ist, wie in Fig. 8 angegeben, das Ende 41 des Bohrmeissels 40 mit einem inneren Durchgang 42 ausgestattet, der sich in einen Hauptteil 43 erstreckt. Eine Reihe enger Durchgänge 44 ist durch den an dem inneren äusseren Ende des Durchgangs 42 befindlichen Hauptteil 45 gebohrt.
Bei Betrieb wird Bohrflüssigkeit durch diese Durchgänge 44 ausgestossen, um die Rollenkegel 46 zu waschen und den Bohrschliff zurück auf die Oberfläche zu spülen.
Es sei bemerkt, dass die Rollenkegel 46 in Fig. 8 mit Zähnen 47 ausgestattet sind, die eine abweichende Konstruktionsform von den Zähnen 47' aufweisen, die für die entsprechenden Rollenkegel 46' der Fig. 7 vorgesehen sind. Mit Ausnahme dieses Unterschiedes ist der Gesteinsbohreinsatz 40 der Fig. 7 der gleiche wie der der Fig. 8.
Bei dem Nichtdüsen -Typ des in den Fig. 7 und 8 gezeigten Gesteinsbohrmeissels enthalten die durchgang- und hohlraumbildenden Einrichtungen zur Anwendung bei der Formung der Schutzummantelung biegsame Rohrstücke 48, die in die Flüssigkeitsdurchgänge 44 eingefügt und dann um die Rollenkegel 46 (oder 46') gebogen werden, so dass deren freie Enden angrenzend aneinander oberhalb der Rollenkegel 46 (oder 46') angeordnet sind. Diese freien Enden werden dann in ein Stück hohlraumbildenden Material 49 eingebettet, das, wie in Fig. 7 angegeben, in Form eines einzelnen Stücks vorliegt, im Gegensatz zu den drei getrennten Stücken 33 der früheren Ausführungsform.
Ferner sind flexible Rohrstücke 50 auf der Oberseite des hohlraumbildenden Stücks 49 eingebettet oder in anderer Weise befestigt, um die Flüssigkeitsdurchgänge zu bilden, die sich zu den auf der äusseren Oberfläche der Schutzummantelung zu bildenden Auslässen erstrecken. Wie vorher kann das hohlraumbildende Stück 49 aus einem Paraffin oder Wachsmaterial gebildet sein, während die flexiblen Rohrstücke 48 und 50 Wachskerne oder kurze Stücke aus Nylon, Elastomeren, Verbund- oder Kompositionsmaterial-oder andere Kunststoffrohre sein können.
Wie in Fig. 8 angegeben, ist das den Hohlraum bildende Stück 49 vorzugsweise ausreichend eng an den Rollenkegeln 46 angebracht, so dass mindestens einige der Rollenkegelzähne 47 sich in den das hohlraumbildende Material 49 erstrecken. Das den Hohlraum bildende Material 33 oder 49, wird, falls es aus Wachs besteht, durch Erhitzen des Mantels geschmolzen, so dass das Wachs aus den Auslässen 20 oder dem anderen Ende des Meissels ausströmt. Andere Formen von Materialien, die leicht aus den Hohlräumen 33 nach der Härtung des Formmaterials gelöst oder ausgeströmt werden können, können anstelle von Paraffin oder Wachs verwendet werden. Auch bestimmte nicht lösbare Formen des Materials können zur Bildung der Hohlräume 33 verwendet werden. Beispielsweise können einige Formen von gesintertem oder zelförmigem Material verwendet werden.
Im letzteren Fall ist das wesentliche Erfordernis dasjenige, dass das Material ziemlich durchlässig für die Strömung der Bohrflüssigkeit ist. Es bildet somit eine auf Flüssigkeitsdruck ansprechende Einheit, wie es die Hohlraumelemente 33 tun, welche die in der Ummantelungseinrichtung 16 zwischen den Enden der Durchgangseinrichtungen 85 in der Durchgangseinrichtung 85 gebildeten Durchgangseinrichtung schneiden oder verbinden, so das eine Unterstützung bei der Entfernung der Manteleinrichtung 16 gewünschtenfalls erzielt wird. Die zellförmige Anordnung ergibt einen Oberflächenbereich, der grösser als die Durch gangseinrichtung 85 für die Flüssigkeitswirkung hiergegen in der vorstehend abgehandelten Weise ist.
Gemäss Fig. 9 wird eine typische Weise der Anwendung des Gesteinsbohrers und des Schutzmantels 16 der Fig. 1 bis 6 geschildert. Fig. 9 zeigt einen Querschnitt eines Bohrloches 51, das durch eine unterhalb der Oberfläche liegende Erdformation 52 geht. Es wird angenommen, dass der Teil des Bohrloches 51, wie in Fig. 9 gezeigt, zu einem früheren Zeitpunkt gebohrt wurde und dass das Bohrrohr und der Bohrmeissel aus dem Loch zum Zweck des Ersatzes eines abgenützen Meissels oder aus irgendeinem anderen Grund entfernt wurde. Während das Bohrrohr zurück an der Oberfläche der Erde ist, wird ein neuer
Gesteinsbohrer 10 mit einem Schutzmantel 16 auf dem Ende des untersten Teiles des Stranges des Bohrrohres 53 befestigt.
Dieser unterste Teil kann die üblichen Bohrkrägen zur zusätzlichen Gewichtsaufnahme für den Meissel umfassen.
Wenn der neue Bohrer 10 und der hierauf befestigte Schutz mantel 16 verwendet werden, wird das Bohrrohr 53 zurück in das Bohrloch 51 geführt. Während des Laufens im Betrieb schützt der Schutzmantel 16 die Rollenkegel, Lagerungen und
Lagerungsführungen des Meissels 10 vor einer Schädigung in dem Fall, dass eine Gesteinsverschiebung oder -schulter oder irgendein anderer Widerstand auftritt. Ausserdem dient der Schutzmantel 16 zur Führung des Bohrers 16 gegen jeden Widerstand. Im Hinblick hierauf zeigt die Fig. 9 ein Beispiel einer etwas unterschiedlichen Art des Widerstandes, nämlich einen Schlüsselverfestigungsabschnitt 54 in der Bohrwand.
Ohne den Schutzmantel 16 werden Rollenkegel, Lagerungen, Führungen und andere Bestandteile des Bohrers 10 durch die Bohrerverkeilung in diesem Schlüsselsitzabsatz 54 geschädigt, wenn das Bohrrohr in das Bohrloch gesenkt wird. Diese Verkantung kann auch verursachen, dass der Bohrer 10 und das Bohrrohr 53 in dem Schlüsselsitz steckenbleiben. Mit dem Schutzmantel 16 wird jedoch jede Verkeilung und Schädigung des Bohrers sowie ein Steckenbleiben weitgehend vermieden und der Gesteinbohrer 10 wird glatt durch den Schlüsselsitzabschnitt 54 geführt.
Wenn der Gesteinsbohrer 10 etwa das Niveau erreicht, bei dem das Bohrverfahren fortgesetzt werden soll, wird es notwendig, den Schutzmantel 16 zu entfernen. Typischerweise besteht dieses Niveau aus dem Boden des Loches, jedoch kann es auch anstelle dessen aus irgendeinem Zwischenniveau bestehen, bei dem ein Räumarbeitsgang ausgeführt werden soll.
In einigen Fällen kann es günstig sein, das verlorene Kreislaufmaterial in das Bohrloch zurückzuführen und in diesem Fall ist es günstig, die Manteleinrichtung 16 zu entfernen, um die Strömungsgeschwindigkeit zu erhöhen.
Die Entfernung des Schutzmantels 16 wird durch Abwärtspumpen der Bohrflüssigkeit durch das Bohrrohr 53 zu dem Bohrmeissel 10 in der Weise bewirkt, dass mindestens ein Teil des Schutzmantels 16 entfernt wird. Speziell werden die Bohrgestangeschlammpumpen, die an der Oberfläche der Erde angebracht sind, so betätigt, dass ein bestimmtes Volumen an Bphrflüssigkeit mit einem bestimmten Druck zu dem Bohrmeissel 10 gebracht wird. Die Erhaltene hydraulische Wirkung dieser Bohrflüssigkeit verursacht, wenn sie die inneren Hohlräume 33 (Fig. 4), die im Körper des Schutzmantels 16 gebildet sind, erreichen und die Beziehung der auf Druck ansprechenden Oberflächen der Hohlräume bewirken, dass der Teil des Schutzmantels 16, der auf der lochabwärts liegenden Seite dieser Hohlräume 40 liegt, von dem restlichen Teil des Schutzmantels 16 abbricht.
Diese inneren Hohlräume 33 sind so angebracht, dass durch dieses Wegbrechen von dem Nasenteil 17 die Schneidzähne der Rollenkegel 14 freigesetzt werden. Falls die Hohlräume mit einem gesinterten oder zellhaltigen Material ausgestattet sind, verursacht die Druckerhöhung einen Druckaufbau, der bei der Entfernung des Nasenteils 17 unterstützt.
Der Bohrer wird rotiert und Gewicht angewandt, um ein normales Bohren zu ergeben. Dadurch wird verursacht, dass sämtliche Teile des Schutzmantels 16, die in Kontakt mit dem Rollenkegeln verbleiben, keine Scherwirkung zeigen und einen normalen Betrieb und Gebrauch des Gesteinmeissels 10 erlauben. Beim Bohrverfahren wird der vorhergehend abgebrochene Nasenteil zerkleinert und der Abfall fliesst zurück zu der Oberfläche zusammen mit den Bohrschneidstücken der Erdformation.
Die Auslässe 20 ermöglichen, dass der Bohrbogen gefüllt wird, wenn er in das Bohrloch gesenkt wird, oder gewünschtenfalls kann die Flüssigkeit nach abwärts zu dem Bohrbogen und aus den Auslässen 20 zirkuliert werden. Auch die Durchgangseinrichtungen 85 unterstützen bei der Entfernung der Abfälle vom Bohrboden, wie nachfolgend beschrieben wird.
Grösse, Stellung und Gestalt der Fliessmittelleitungen, die durch die Rohrstücke 31 und 34 gebildet werden und Grösse, Stellung und Gestalt der Hohlräume 33 hängen von der Grösse und der Gestalt des Gesteinsmeissel, der Stärke des zur Bildung des Schutzmantels 16 verwendeten Materials und dem zum Abscheren des Nasenteiles des Schutzmantels angewandten Schlammpumpendruck ab. Die Grösse der Hohlräume 33 wird so gewählt, dass ein ausreichender Fliessmitteldruck in diesen Hohlräumen aufgebaut wird, um eine Kraft gegen die Hohlraumoberflächen und den Nasenteil des Schutzmantels von ausreichender Grösse auszuüben, die dessen Entfernung bei Überschreitung der Zugspannung des Mantelmaterials, das seitlich zu den Hohlräumen 33 liegt, verursacht.
Die Grösse der Fliessmittelleitungen, die durch die Rohrstücke 31 und 34 gebildet werden, ist andererseits vorzugsweise so, dass der zum Abscheren des Nasenteils erforderliche Druck eine weit kleinere Kraft in derartigen Leitungen aufgrund des kleineren Durchmessers erzeugt und unzureichend ist, um die Zugfestigkeit des diese Leitungen umgebenden Materials zu überwinden.
Anders ausgedrückt ist es günstig, wenn die Hohlräume 33 die Stellung definieren, bei der der Nasenteil des Schutzmantels 16 vom Meissel oder Bohrer weggebrochen wird.
Hauptsächlich in Anbetracht der Wahl des Materials zur Bildung des Schutzmantels 16 muss ein derartiges Material eine ausreichende Pressfestigkeit und Schlagbeständigkeitseigenschaften besitzen, um ausreichend die Rollenkegel, Lager, Laufbahnen und anderen Komponenten des Gesteinsmeissels
10 vor einer Schädigung zu schützen, wenn der Gesteinsmeissel
10 auf einen Widerstand im Bohrloch trifft oder auf den Bohrgestängeboden und dergleichen trifft. Andererseits muss die Zugfestigkeit des Materials so sein, dass der Nasenteil des Schutzmantels 16 leicht unter Anwendung eines vernünftigen Betrages an Schlammpumpendruck entfernt werden kann.
Gemäss den Fig. 10 bis 13 sind etwas unterschiedliche Ausführungsformen der Schutz- und Führanordnung zur Verwendung mit Rollenkegelgesteinsbohrern gezeigt. Wie aus Fig. 10 ersichtlich, ist der Gesteinsmeissel 16 mit einem Schutzmantel 61 ausgestattet, welcher den Rollenkegelteil des Meissels 16 umhüllt und über diesem sitzt. Dieser Schutzmantel 61 liegt in Form eines vorgegossenen oder vorgeformten Mantels vor, welcher anschliessend an seine Formung expandiert wird, wenn er über den Bodenteil des Gesteinsmeissels zu dessen Schutz gedrückt wird. Der vorgeformte Mantel 61 selbst ist in den Fig.
11 und 12 gezeigt. Die Art von dessen Befestigung auf dem Gesteinsmeissel 60 ist im Querschnitt in Fig. 13 gezeigt.
Wie bei diesen verschiedenen Ansichten gezeigt, enthält der vorgeformte Schutzmantel 61 ein zentrales Nasenteil 62, der zum Sitz über den Rollenkegeln 63 und zur Abdeckung der Rollenkegel 63 (Fig. 13) des Gesteinsmeissels 66 geeignet ist.
Der Nasenteil 62 ist allgemein konvex. wie aus der Zeichnung ersichtlich und seine mittlere Zone springt über die umgebenden Kanten vor. Der vorgeformte Mantel 61 enthält weiterhin Schenkelteile 64, die sich längs vom Nasenteil 62 erstrecken und äussere Teile 65 haben, die zum Sitz in den Flüssigkeitsauslässen 66 (Fig. 13) des Gesteinsmeissels 60 eingerichtet sind.
Diese Flüssigkeitsauslässe 66 sind unmittelbar unterhalb von Strömungsdüsen 67 angebracht, die in Düsenrippen 68 befestigt sind. Die äusseren Teile 65 von verringertem Durchmesser haben eine solche Grösse, dass sie in die Flüssigkeitsauslassaussparungen 66 des Meissels 60 einpassen. Das Innere der Schenkelteile 64 ist so geformt, dass die Bohrflüssigkeit von den Flüssigkeitsauslässen 66 des Gesteismeissels 60 zum Inneren des Nasenteils 62 strömen kann. Insbesondere sind die Schenkelteile 64 mit inneren Aussparungen 69 zur Ermögli chung einer derartigen Flüssigkeitsströmung ausgestattet.
Die Aussparungen 69 laufen nach einwärts bezüglich der Längsachse des Meissels und ergeben eine Anordnung, die bei der Entfernung des Mantels 61 vom dem Meissel unterstützt wird. Das heisst die Flüssigkeit vom Meissel schlägt hiergegen auf und unterstützt bei der Ausdehnung der Schenkelteile 64 zur Entfernung der äusseren Teile 65 von den Flüssigkeitsauslässen 66, wenn der Druck zur Entfernung des Mantels 61 erhöht wird.
Der Nasenteil 62 ist mit einer konkaven inneren Oberfläche 70 zur Aufnahme der Rollenkegel 63 augestattet. Der Nasenteil 62 ist weiterhin mit oberen Kanten 71 ausgestattet, die zur Übereinstimmung mit dem zylindrischen Umriss der Rollenkegel 63 an der Stelle ihres Eingriffes mit dem Nasenteil 62 geformt sind. Der Nasenteil 62 ist auch mit einem Flüssigkeitsdurchgang 72 ausgerüstet, der sich von der inneren Oberfläche 70 zur äusseren Oberfläche des Nasenteiles 62 erstreckt. Eine Mehrzahl von Durchgangseinrichtungen, wie aus Fig. 1 ersichtlich, kann zum Eindüsen der Flüssigkeit von dem Meissel zur Kreislaufführung vor der Meisselschutz- und -Führvorrichtung vorhanden sein.
Die äussere Oberfläche des Nasenteiles 62 ist mit Längsaussparungen 63, die an den Seitenteilen der Schenkelteile 64 liegen, um einen Durchgang der Bohrflüssigkeit zurück zum Inneren des Schutzmantels 61 zu erlauben, wenn der Gesteinsmeissel 60 in das Bohrloch gesenkt wird.
Der vorgeformte Schutzmantel 61, der den Nasenteil 62 und Schenkelteile 64 enthält, ist aus einem elastischen Kunststoffmaterial gefertigt. Typische Kunststoffmaterialien, die angewandt werden können, sind Phenolharze oder mit Faserglas verstärkte Vinyl- oder Epoxyharze. Das Material muss eine ausreichende Elastizität besitzen, so dass die Schenkelteile 64 nach auswärts während der Aufbringung des Mantels auf den Bohrer gebogen werden können und anschliessend nach einwärts zum Einsetzen der äusseren Teile 65 in die Flüssigkeitsauslässe 66 des Bohrers 60 zurückkehren. Dadurch ergibt sich eine Klammerwirkung, die zum Halten des Schutzmantels 61 an Ort und Stelle auf dem Gesteinsmeissel oder -bohrer 60 dient.
Eine weitere Stufe beim Befestigungsverfahren ist in Fig. 13 gezeigt. Speziell sind die oberen Kanten 71 des Nasenteiles 62 mit einer Schicht eines elastischen Materials 74 abgedeckt, unmittelbar bevor der Mantel 61 über die Rollenkegel 63 gesetzt wird. Dieses elastische Material 74 besteht vorzugsweise aus einem halbharten elastomeren Material mit einer geeigneten Härte, die beispielsweise lediglich im Bereich von 70 bis 95 Durometer liegen kann. Ein geeignetes Material ist beispielsweise Polyurethan. Wenn der Mantel 61 auf dem Gesteinsmeissel 60 angebracht ist, ergibt dieses elastische Material 74 eine Dichtung zwischen dem Umfang der Rollenkegel 63 und den oberen Kanten des Nasenteiles 62.
Dieses Material 74 dient auch zur Absorption und Verteilung der Schlagbelastung, wenn die Schutzabdeckung 61 einen Wiederstand im Bohrloch trifft oder wenn der Gesteinsmeissel 60 auf dem Boden des Bohrgestänges oder dergleichen misshandelt wird.
Der vorgeformte Schutzmantel 61 dient zum Schutz der Rollenkegel 63 des Gesteinsmeissels 60 sowohl bevor der Meissel 60 in das Bohrloch gesenkt wird als auch während des Einlaufens des Meissels 60 in das Bohrloch. Wenn der Meissel 60 das gewünschte Niveau in dem Bohrloch erreicht hat, bei dem er seine Bohr- oder Räumtätigkeit beginnen soll, wird der Schutzmantel 61 durch Betätigung der Bohrgestänge schlammpumpe zur Zuführung eines ausreichenden Volumens an Bohrflüssigkeit mit einem ausreichenden Druck entfernt, so dass tatsächlich der Mantel 61 des Endes des Meissels 60 abgeblasen wird. Der Mantel 61 wird durch die Rollenkegel 63 zermahlen und die Abfallstücke werden zurück zur Oberfläche in der gleichen Weise wie vorstehend beschrieben, geströmt. In der Fig. 14 ist eine modifizierte Weise zur Bildung des vorgeformten Schutzmantels gezeigt.
Insbesondere kann ein vorgeformter Mantel 75 für einen Meissel mit drei Kegeln in drei getrennt geformten Abschnitten 76, 77 und 78 gebildet werden. Diese Abschnitte 76 bis 78 sind aus einem elastischen Kunststoffmaterial, wie vorstehend angegeben, geformt. Die drei Abschnitte werden dann miteinander mittels eines geeigneten Klebmaterials, beispielsweise einem Epoxyharz, zur Bildung des vollständigen Schutzmantels verbunden. In einigen Fällen wird es bevorzugt, dass die Bindung erfolgt, nachdem die Stücke 76 bis 78 an Ort und Stelle an dem Gesteinsmeissel befestigt sind.
Ein Merkmal der vorgeformten Form der Schutzmantelvorrichtung besteht darin, dass sie auf Gesteinsmeisseln verwendet werden kann, für die kein Schutzmantel in der Fabrik durch den Hersteller des Gesteinsmeissels ausgebildet wurde. Anders ausgedrückt kann die vorgeformte Schutzanordnung auch zu einem späteren Zeitraum durch den Bohrausrüstungsverteiler oder durch den Bohrer am Ort der Bohrung angebracht werden.
Fig. 15 erläutert eine Form der Schmieranordnung für einen Gesteinskegelbohrer 10. Wie vorstehend angegeben, wird die Schmieranordnung des Meissels bisweilen geschädigt, wenn der Meissel 12 in das Bohrloch gesenkt wird. Die Mantelanordnung 16 gemäss der Erfindung überwindet diese Schwierigkeit dadurch, dass sie die Schmieranordnung schützt, wenn der Meissel in das Bohrloch gesenkt wird.
Aus Fig. 15 ist ersichtlich, dass die geformte Manteleinrichtung 16 sich senkrecht zu den Meisselschenkeln 13 etwa bis zu der mit 80 bezeichneten Stelle erstreckt, so dass sämtliche der Schenkel 13 abgedeckt sind, damit eine Flüssigkeitsverbindung zwischen dem Bohrloch und den Kanten 13a der Schenkel 13 und des durch die Bezugsziffer 13b bezeichneten Teiles, welcher als Hemdenschoss oder Geflügelteil (shirttail) des Meissels bezeichnet ist, verhindert wird.
Jede geeignete Anzahl von Kegeln können, wie vorstehend angegeben, vom Meissel getragen werden und lediglich zu Erläuterungszwecken ist ein Meissel mit drei Kegeln gezeigt, jedoch kann selbstverständlich jede geeignete Anzahl von Kegeln am Meissel oder Bohrer angewandt werden. Die Kegel 14 werden jeweils drehbar auf ihren jeweiligen Schenkeln 13 getragen und es ist zu erwähnen, dass das Geflügelteil 13b radial geringfügig hinsichtlich des jeweiligen Kegels 14 vorspringt, wodurch sich eine überhängende Kante ergibt, die sich zum Sammeln des Abfalles eignet, falls der Meissel die Bohrlochwand berührt, wenn er darin eingesenkt wird.
Eine geeignet abgedichtete geschmiete Lagerungsanordnung, die allgemein mit 81 bezeichnet wird ist zur drehbaren Lagerung jeder der Kegel 14 auf den jeweiligen Schenkeln 13 vorhanden und jeder Kegel 14 ist auch mit einer geeignet hierauf angeordneten Schneidoberfläche ausgestattet, so dass die gewünschten Bohrarbeitsgänge innerhalb des Bohrloches erzielt werden. Eine Schmieranordnung 82 ergibt eine Schmierung der abgedichteten Lager, die bei 81 angegeben sind, und ergibt eine Schmierung zwischen dem Kegel 14 und der inneren Oberfläche des Schenkels 13, auf dem jeder Kegel während der Bohrarbeitsgänge befestigt ist, so dass die Lebensdauer des Meissels und die Wirksamkeit des Meissels erhöht wird, wenn der Meissel oder Bohrer gedreht wird, und auch noch aus anderen Gründen.
Wie vorstehend angegeben wurde festgestellt, dass aus dem gleichen Grund während der Einsenkungsarbeitsgänge das Schmiersystem 82 oder die Lager 81 geschädigt oder unbrauchbar gemacht werden können.
Beispielsweise kann sich Schlamm oder Abfall innerhalb des Inneren des Meissels oder Bohrers ansammeln und ergibt Störungen für eine geeignete Funktion des Schmiersystemes 82, welches das Schmiermittel zu der Lageranordnung 81 und zu den Oberflächen zwischen dem Schenkel 13 und dessen Kegel fördert.
Die geformte Anordnung der Manteleinrichtung 16 gemäss der Erfindung durch Umhüllung der Schenkel 13 und der
Geflügelteile 1 3b der Schenkel verhindert einen Eingriff der
Schenkel und der Geflügelteile mit der Bohrlochwand, wenn der Bohrer in das Bohrloch gesenkt wird und verhindert, dass
Abfall oder unerwünschtes Material die Lager 81 oder das Schmiersystem 82 verstopft.
Es ist auch darauf hinzuweisen, dass die geformte Ummante lungseinrichtung 16 etwa der Grösse des Bohrers entspricht, selbst wenn sie die Schenkel 13 des Bohrers überzieht und eine allgemein äussere konvexe Anordnung, wie durch den Nasen teil 17 gezeigt, ergibt, die bei der laminaren Strömung des Fliessmittels oder der Flüssigkeit in dem Bohrloch unterstützt, wenn der Bohrer hierin eingesenkt wird. Die geformte Ummantelungseinrichtung 16 hemmt nicht nur den Kontakt des Bohrers in schädlicher Weise mit der Bohrlochwand, sondern verhindert auch eine Fliessmittelverbindung zwischen der Flüssigkeit in der Bohrlochwand und den Oberflächen jedes an die Oberflächen der hierdurch getragenen Kegel 14 anstossenden Schenkel.
Die geformte Manteleinrichtung 16 kann aus irgendeinem geeigneten Material,wie einem Epoxyharz, und einem geeigneten Zuschlag, wie Kieselsand sein, wie vorstehend angegeben, und ist von geeigneter Festigkeit, um die gewünschte Wirkung zu erzielen. Selbstverständlich kann er auch aus anderen Materialien, die leicht geformt oder gegossen werden können, sein. Die Ummantelungseinrichtung 16 enthält auch Fliessmitteldurchgangseinrichtungen, die allgemein mit der Bezugsziffer 85 bezeichnet sind, welche ein Ende 84 mit der mit 28 im Meissel bezeichneten Düsenströmungseinrichtung und am anderen Ende 84a durch die Auslässe 20 im Nasenteil 17 der Ummantelungseinrichtung 16 verbinden.
Während der Bildung der Ummantelungseinrichtung 16 wird ein Kegel eines druckempfindlichen Materials in der Kammer 32a innerhalb der Ummantelungseinrichtung 16 mit der Kammer 32a ausgebildet, wie sich deutlich aus Fig. 16 ergibt, wodurch die Durchgangseinrichtungen 85 mit der Schmiermittelanordnung 82 für jeden Schenkel und hierdurch getragenen Kegel verbunden wird. Somit kann der Druck der Flüssigkeit innerhalb des Durchganges 24 des Meisselkörpers durch die Durchgangseinrichtung 26 verbunden werden, welche mit den jeweiligen Düseneinrichtungen 28 und dann durch die
Durchlasseinrichtung 85 mit der Kammer 32a verbunden ist.
Das auf Druck empfindliche Material kann aus irgendeinem geeigneten Schaumstoff, beispielsweise einem Elastomerschaum, einem Polyurethanschaum oder Styrolschaum bestehen. Gewünschtenfalls kann auch das auf Druck ansprechende Material weggelassen werden und die Kammer 32a als Hohlraum gelassen werden. Dieses unterstützt bei der Gleichmachung des Druckes auf die agbedichtete Schmieranordnung 82, mit der Flüssigkeit im Bohrbogen oder zwischen der Abgedichteten Schmieranordnung 82 und der Flüssigkeit innerhalb des Bohrloches.
Gewünschtenfalls kann eine geeignete auf Druck ansprechen de Einrichtung, wie bei 33a gezeigt, zwischen den Enden der
Durchgangseinrichtung 85 vorhanden sein, wobei die auf
Druck ansprechenden Einrichtungen auch mit der Kammer
32a, wie gezeigt, verbunden sind. Die auf Druck ansprechende
Einrichtung 33a bildet eine Oberfläche, gegen die der Flüssig keitsdruck zur Unterstützung bei der Entfernung der Mantel einrichtung 16 angewandt werden kann, falls gewünscht.
In diesem Zusammenhang ist erneut darauf hinzuweisen, dass die Durchgangseinrichtungen 35 in Form einer Mehrzahl von
Durchgängen vorliegen können, von denen jedes in Verbin dung mit einer Düseneinrichtung 28 im Meissel steht, so dass gegebenenfalls die Flüssigkeit durch die Durchgangsein richtungen ohne Entfernung der Manteleinrichtung 16 gedüst werden kann, so dass die Flüssigkeit in dem Bohrloch vor der
Ummantelungseinrichtung in der gewünschten Weise im Kreislauf geführt wird. Die geformte Ummantelungseinrichtung 16 ist von geeigneter Gestalt und Stärke, um diese Funktion auszuüben. Die Durchgangseinrichtung 85 endet wiederum in den Auslässen 20, die im Mittelteil des Nasenteiles 17 der Ummantelungseinrichtung 16 enden, wie aus Fig. 16 ersichtlich.
Wenn die geformte Ummantelungseinrichtung 16 entfernt werden soll, kann der Meissel 16 auf den Boden abgesenkt werden und der Bohrarbeitsgang begonnen werden, worauf die Ummantelungseinrichtung 16 aufgemahlen wird oder bewünschtenfalls kann sie durch Erhöhung des hydraulischen Druckes innerhalb des Bohrbogens und des Meissels 10 durch Wirkung auf die auf Druck ansprechende Einrichtung 33a zur Entfernung der Ummantelungseinrichtung 16 vor den Schneidoberflächen der Kegel 14 enfernt werden. Die geformte Ummantelungseinrichtung 16 besteht aus einem Material, welches zerschliffen wird, wenn der Meissel während des normalen Bohrarbeitsganges gedreht wird und wird dann durch das Bohrloch zur Erdoberfläche im Kreislauf geführt.
In Fig. 17 ist der Bohrer erneut mit 10 bezeichnet und als Diamantbohrer mit einer Vielzahl von Diamanten 90, die hierin zum Schneiden der Formation in dem Bohrloch eingebettet sind, gezeigt. Die allgemein mit 16 bezeichnete Mantelanordnung wird vorzugsweise in situ auf dem Diamantbohrer ausgebildet, wie nachfolgend beschrieben. Es ist zu erwähnen, dass die Mantelanordnung 16 einen Nasenteil 17 hat, der von allgemein konvexer Gestalt zur Unterstützung bei der Führung des Bohrers 10 im Bohrloch ist. Fliessmitteldurchgänge 85 sind durch die Manteleinrichtung 16 angebracht und der vordere Teil der Manteleinrichtung 16 ist von erheblicher Stärke, so dass das Fliessmittel von dem mit 88 bezeichneten Bohrbogen und durch die Flüssigkeitseinrichtung 85 zur Erzielung der gewünschten Düsenwirkung innerhalb des Bohrloches, wie nachfolgend im einzelnen erläutert werden wird, gerichtet werden kann.
Ausserdem enthält der vordere Teil der Ummantelungseinrichtung 16 die allgemein mit 89 bezeichnete Blattanordnung, welche als Rührer wirkt, wenn der Meissel 10 zur weiteren Unterstützung der Rührung der Flüssigkeit in dem Bohrloch gedreht wird, was bei der Wegführung des Abfalls unterhalb des Meissels unterstützt. Eine bevorzugte Gestaltung der Blattanordnung 89 ist deutlich in Fig. 18 der Zeichnung gezeigt und enthält eine Mehrzahl von Blättern 91, 92 und 93, die an ihren inneren Enden benachbart zum Mittelpunkt des Nasenteiles 17 verbunden sind.
Die Durchgangseinrichtung 85 ist aus einer Mehrzahl von getrennten Durchgängen 85a, 85b und 85c gebildet und endet in getrennten Auslässen 20. Es ist zu erwähnen, dass die Auslässe 20 zwischen den Blättern 91, 92 un und 93, angeordnet sind und dass die Durchgänge 85a, 85b und 85c relativ zueinander angeordnet sind, so dass sie bei der Richtung der Flüssigkeitsfreigabe hierdurch zur Konvergierung zu der Mitte des Bohrloches unmittelbar in der Vorderseite der Meisselführund -schutzvorrichtung 16 dienen, wenn der Meissel 10 in dem Bohrloch abgesenkt wird.
In der Fig. 19 ist der Meissel vom Kegeltyp gezeigt, wobei die Kegel 14 mit Durchgangseinrichtungen 85 ausgebildet sind, wie vorstehend beschrieben. Bei dieser Ausführungsform ist auch der Nasenteil 17 der Ummantelungseinrichtung 16 mit einer allgemein mit 89 bezeichneten Blattanordnung ausgestattet, die die Blätter 91, 92 und 93 enthält und es ist zu erwähnen, dass die Durchgangseinrichtung so angeordnet ist, dass die Auslässe
20 die Flüssigkeitsabgabe von der Durchgangseinrichtung 85 zu einer Stellung unmittelbar vor der Bohrführ- und -schutzeinrichtung 16 fördern, wenn sie in das Bohrloch gesenkt wird.
Nachdem der Bohrer aus dem Bohrloch entfernt wurde, ist es nicht unüblich, dass sich das Bohrloch zurückfüllt, womit bezeichnet wird, dass sich ein Teil des Bohrlochhohlraumes oder ein Teil des gebohrten Teiles des Bohrloches zum Boden des Bohrloches zurücksetzt. Es ist nicht unüblich bei dieser Rückfüllung, dass sich einige Meter bis zu einigen hundert Metern oder mehr des Bohrloches auffüllen. Bei Bohrarbeitsgängen ist es jedoch äusserst günstig, wenn der Kegel oder der Diamantmeissel in eine Stellung des Meissels am Boden so rasch wie möglich gebracht wird.
In einigen Fällen kann der Abfall am Boden des Bohrloches sich befinden. Der Abfall kann von jeder Art und Grösse sein und kann von einer Art sein, die eine Schädigung entweder des Kegels des Kegelmeissels oder der Diamanten in einem Diamantmeissel verursacht. Um dieses Problem zu überwinden, ist die vorliegende Erfindung besonders wertvoll insofern, als der mit der Bezugsziffer 88 bezeichnete Bohrbogen in das Bohrloch mit dem darauf befindlichen Meissel 10 gesenkt wird, so dass die Flüssigkeit durch die Durchgangseinrichtungen 85 zur Richtung des mit 101 in der Fig. 21 bezeichneten Stromes gedüst werden kann, so dass bei der Kreislaufführung der Rückfüllilng und jeglichen Abfalles auf dem Boden 102 des Bohrloches unterstützt wird.
Ausserdem kann der Bohrbogen und der Bohrer so rotiert werden, dass die Blätter 89 weiterhin die Rückfüllung und den Abfall bewegen, so dass sie dadurch bei deren Kreislaufführung um die Oberflächen, die mit 103 bezeichnet sind, am Bohrer hinter den Schneidoberflächen unterstützen, die in der Zeichnung in der Form von Diamanten dargestellt sind. Dadurch wird eine Schädigung der Schneidoberfläche des Meissels verhindert und der Meissel geht zum Boden weit rascher als es auf andere Weise möglich wäre.
Es ist selbstverständlich notwendig, dass die Konstruktion und Anordnung der Bohrführung und der Durchgangseinrichtung 85 zusammen mit der Blattanordnung 69 so ist, dass diese Funktion erreicht wird, während die Meisselführung 16 durch den hydraulischen Druck nicht entfernt wird. Die Anordnung der Mehrzahl der Durchgänge, wie vorstehend abgehandelt und gezeigt, richtet die Flüssigkeit vom Inneren der Bohrlinie 88 zu einem Punkt unmittelbar vor dem Bohrer 10 mit hoher Geschwindigkeit, so dass die Kreislaufführung it der Rückfüllung und des Abfalles und der Aufwärtswäsche des Bohrloches um den Fräsbohrer und den Bohrstrang erleichtert wird, weil der Bohrkopf auf dem Boden im Bohrloch aufrastet.
Die Fig. 22, 23 und 24 erläutern bevorzugte Verfahren zur Ausbildung der vorliegenden Erfindung, wenn sie mit Diamantmeisseln angewandt werden. In Fig. 22 ist eine Mehrzahl von Wasserdurchgängen 104 gezeigt, die auf einem Diamantmeissel für die üblicherweise bekannten Zwecke angeordnet sind. Diese Wasserläufe sind im Querschnitt bei 104 in Fig. 23 gezeigt und sind hinsichtlich der Grösse über die Oberfläche des Meissels zwischen dem Bereich, wo die Diamanten angeordnet sind, gezeigt.
Die Ummantelungseinrichtung 16 gemäss der Erfindung ist in Fig. 23 als innerhalb der Wasserdurchgangseinrichtung 104 ausgebildet gezeigt, jedoch kann ein geeignetes Formfreigabemittel 105 auf den Wasserdurchgängen 104 vorhanden sein, um bei der Entfernung der Manteleinrichtung 16 entweder durch Abbohren derselben während des normalen Drillarbeitsganges oder bei dessen Entfernung durch eine erhebliche Zunahme des hydraulichen Druckes zum Abblasen desselben, wie vorstehend abgehandelt, vorhanden sein. Es ist besonders günstig im Zusammenhang mit Diamantschleifmeisseln, dass kein Widerstand im Wasserdurchgangsweg vorhanden ist; jedoch ist es günstig für einen vollstandigen Schutz des Bohrers, dass die Bohrerschutz- und -führanordnung 16 gemäss der Erfindung in den Wasserdurchgängen 104 ausreichend verfestigt ist, wenn der Bohrer in das Bohrloch gesenkt wird.
Es ergibt sich auch aus Fig. 23, dass die Manteleinrichtungen 16 eine übereinstimmende Oberfläche, die allgemein mit 106 bezeichnet ist, auf der äusseren Oberfläche zeigt, die mit der Oberfläche 107 auf dem Diamantkopfbohrer übereinstimmt und, falls ein Diamantvorsprung, wie mit 108 bezeichnet, auf der Kopfoberfläche vorliegt, ein entsprechender Vorsprung 108 auf der Manteleinrichtung 16 vorhanden ist. In gleicher Weise sind entsprechende Oberflächen 109, die mit der Durch gangseinrichtung 104 übereinstimmen, gezeigt. Dies wird durch ein bei dem zur Bildung gemäss der Erfindung angewandten Verfahren in Verbindung mit den Diamantbohrern erreicht, wie insbesondere in Fig. 24 der Zeichnungen gezeigt.
Der Diamantbohrer, der dort mit der Bezugsziffer 110 bezeichnet wird, hat zunächst eine Kunststofform 111, deren innere Oberfläche 112 mit der äusseren Oberfläche 113 des Bohrers 110 übereinstimmt. Ein geeignetes Formfreigabemittel kann zur Bildung der Form 111 angewandt werden und lediglich durch Aufhebung desselben zu einem geeigneten Abstand, wie durch den Pfeil bei 115 angedeutet, kann ein Hohlraum 116 zur Aufnahme des Formungsmaterials, das die Manteleinrichtung 16 gemäss der Erfindung bildet, erhalten werden.
Selbstverständlich kann die Form 111 mit einer Öffnung 11 6a ausgestattet sein und eine geeignete, einen Leerraum schaffende Substanz 87 kann im Mittelteil des Diamantbohrers 110 angebracht sein. Nachdem die Form 111 zu der in Fig. 24 gezeigten Stellung gehoben ist und die bei 120 gezeigten Rohre zur Bildung der Durchgangseinrichtungen angebracht sind, kann das Formmaterial in die Öffnung 1 16a gegossen werden, wie vorstehend angegeben, so dass dadurch die Ummantelungseinrichtung 16 gebildet wird.
In der Fig. 21 wird der Abfall mit 99 bezeichnet, der vom Boden der Bohrwand und um den Bohrer 110 geführt wird.
Dadurch wird der Abfall von einem Kontakt mit der Schneidoberfläche des Bohrers entfernt, bevor d die Manteleinrichtung 16 durch Erhöhung des Druckes entfernt wird oder diese bei einem normalen Schleifarbeitsgang abgeschliffen wird.
Gewünschtenfalls kann ein Indikator, wie ein geeigneter Farbstoff oder ein radioaktives Material in der Manteleinrichtung 16, nachdem sie gebildet ist, angebracht werden. Wenn somit durch Feststellung an der Erdoberfläche des Zeitraumes, der benötigt wird, um den Indikator an die Erdoberfläche zu pumpen, nachdem der Mantel 16 angeblasen oder zermahlen wurde, und unter Berücksichtigung eines theoretischen ringförmigen Volumens der Bohrwand ist es auch möglich, gemäss der Erfindung die Bohrtiefe zu bestimmen, wenn ein neuer Bohrer bis zum Boden eingesenkt wird.
The invention relates to a protective device over a drill head for earth boreholes, which has cutting surfaces and is provided with fluid channels, and a method for producing the protective device.
When drilling a borehole for an oil well in the earth, it is from time to time necessary to pull the drill bit and the drill pipe out of the hole. This may be necessary in order to replace a worn bit, to insert a protective casing into part of the already drilled hole, or to carry out some test or expansion measure or the like. Not infrequently there may be some form of partial disturbance or obstruction in the borehole. For example, there can be a protruding shoulder or shoulder at the upper limit of a hard rock layer. Therefore, when the drill bit is driven back into the borehole, there is a considerable risk that the drill bit will be damaged by impact with this obstacle.
Bits of the type used with rotary drilling rigs are extremely strong, tough tools that can withstand high stresses while being rotated at considerable speeds in drilling through hard, tough, abrasive rock formations. These rock drills are manufactured to tight tolerances to allow precision bearings to be inserted therein so as to maintain the longest possible service life. Nonetheless, there is some evidence to indicate that the bits may be damaged before they actually come into contact with the earth formation to be drilled. The total cost of damaging a drill bit prior to its actual use can be significant.
For example, such damage can reduce the drilling time of the drill bit from 100 hours to 10 hours. In this case, the cost would be several thousand dollars, taking into account the cost of the drill bit itself and the setup time required to remove the damaged bit prematurely and replace it with another bit.
In addition, the bit can become agglomerated from contact with the borehole wall, thereby disrupting the bit bearing lubrication system or any proper fluid circulation system.
Drill bits are also sometimes damaged during transport of the drill bit to the drilling site.
They are also sometimes encountered during bit manipulation in drilling setup, e.g. damaged during attachment of the drill bit to the drill string.
The prior art guide and guard arrangements, for example US Pat. No. 2,296,939, do not adequately protect the cutting surfaces or the lubrication system of a drill bit because they are not enclosed in such a way that this function is fulfilled.
In addition, in some cases it is extremely undesirable to insert a metal object, such as the wire described in the aforementioned US patent, into the borehole, since if it comes out it can cause further damage to the drill bit.
While in US-PS 2,644,672 a shaped drill bit guard is described, their arrangement and design provide no way of ensuring the removal of the backfill and the offset from the borehole by circulating backfill and offset from the cutting surfaces of the drill bit before removing the bit protector.
The design of the protective device itself is also not necessarily suitable for being lowered into boreholes that have casing that can be offset because the inner diameter and the outer diameter are not round or because of the tolerance and wall thickness tolerance that causes protruding shoulders where the tubing is bolted together
It is an object of the invention to provide a protection device over a drill head for protecting rock bits, whether diamond or cone, from actually acting on the ground or at any other desired height in a borehole drilled in the earth. The invention further aims to provide a method for producing such a protective device.
According to the invention, this is achieved in that a protective jacket is attached to the drill head, which extends in front of the cutting surfaces and protects them and has at least one channel that connects to the fluid channels of the drill head and a fluid flow through the channels of the drill head when it is on the drill head Protective coat permitted.
The method according to the invention is characterized in that the drill head is used in conjunction with a casting mold to produce the protective jacket.
The fluid passageways in the protective jacket are conveniently arranged so that fluid flows through to aid the circulation of any backfill and offset on the bottom of the borehole before the drill bit is placed on the bottom of the borehole, thereby helping to inhibit damage to the drill bit . Thereafter, the guard can be at least partially removed from the drill bit by hydraulic action of the drilling fluid in an arc of the drill pipe and on fluid pressure responsive means in communication with the passageways in the shroud, or it can be drilled away during normal drilling operations.
Thus, the guard can optionally be removed from the drill bit at a selected height in the borehole prior to reaching the height at which normal drilling operations are to be performed, or it can be removed during normal drilling operations.
Preferably, the method for protecting roller cone rock bits comprises the arrangement of a roller cone rock bit in a shaping mold and then pouring a molding material into the shaping mold and hardening the material to form a protective casing surrounding at least the roller cone part of the rock bit.
Appropriate passageways and cavity-forming elements or pressure-responsive devices can be brought into the forming mold and arranged in the correct manner with respect to the rock bit before the molding material is poured, in order to subsequently fluid passages and cavities or pressure-responsive devices in the hardened molding material which allow the removal of the hardened molding material by hydraulic action of the drilling fluid at the time it is desired to expose the roller cones for drilling purposes.
The protector may have a generally convex configuration that is less prone to clinging to lugs in an open borehole or cased borehole, which configuration contributes to a streamlined fluid flow therearound when the protected bit is advanced into the borehole, as well as a Balling up of the drill bit is prevented.
The device may also have an indicator, e.g.
a dye or radioactive material so that it can be determined on the surface of the earth when it is removed.
For a better understanding of the invention, reference is made to the following description in conjunction with the drawings showing embodiments of the invention, wherein
1 is a perspective view of a drill bit of the cone type with a protective arrangement arranged thereon, which is designed according to an embodiment of the invention,
FIG. 2 shows a perspective view from another angle of the rock drill bit and the protective arrangement according to FIG. 1;
Fig. 3 is a bottom view of the protective arrangement of Fig. 1,
FIG. 4 shows a cross section in the longitudinal direction of a cone rock drill bit which is arranged in a shaping mold in order to form thereon the protective and guiding device shown in FIG. 1,
FIG. 4a is a partial longitudinal cross section taken at a slightly different angle from that of FIG. 4,
Fig.
5 shows a transverse cross-section along section line 5-5 of FIG. 4;
6 shows a transverse cross-section along the section line 6-6 in FIG. 4,
Fig. 7 is a view similar to Fig. 5 except that Fig. 7 shows a modified form of the cavity and passage forming means for use in conjunction with a somewhat different form of a rock cone bit;
8 is a cross-sectional view taken along section line 8-8 of FIG. 7 with the exception that a different shape of roller cone teeth is shown in FIG.
9 is a cross-sectional view of an earth borehole and an illustration of the manner in which the protection and guiding device of the invention acts to guide the drill bit past a shoulder;
Fig.
10 is a perspective view of a cone rock drill bit, on which a protective arrangement designed according to a further embodiment of the invention is applied,
FIG. 11 is a perspective view of the guard arrangement shown in FIG. 10 before it is applied to the rock drilling insert.
FIG. 12 is a top view of the protective arrangement of FIG. 11,
13 shows a longitudinal cross-section of the rock drill bit and the protective arrangement of FIG. 10;
Figure 14 is a perspective view showing how the guard assembly of Figure 11 can be constructed from three separate preformed parts.
Fig.
15 is a view, partially in section, of a taper bit illustrating one form of lubrication assembly and bearing means for supporting the taper for rotation on the shank or leg of the bit with the guard assembly over the wing nose of the taper bit to help protect the bearing lube assembly.
16 is a sectional view showing the enclosure assembly with the fluid passage means therein for circulating fluid through the enclosing means and for establishing fluid communication with the bearing means from inside the drill bit to maintain pressure thereon at practically the pressure within the drilling arc or within the wellbore such as desired, explained,
Fig.
Figure 17 illustrates the invention as applied to a diamond drill type rock drill bit and details of the fluid passage arrangement to direct fluid directly in front of the drill bit to circulate backfill;
18 is a partial perspective view of the bottom of FIG
The protection and guiding device of FIG. 17 to better explain the fluid openings in the end thereof and a blade arrangement at the end of the guide to further assist the circulation of backfill and backfill in the borehole,
19 shows the shape of the guide and protection arrangement of FIG. 18 in connection with a conical ear chisel and explanations of the fluid passage devices and blade arrangement to support the circulation of displacement in the borehole,
FIG. 20 is a partial perspective view of the bottom of FIG. 19;
Fig.
Figure 21 illustrates the manner in which the fluid is injected by the guide and guard assembly along the blades, which helps remove backfill and backfill from the wellbore;
22 is a perspective view for explaining a form of the water flow devices formed in a diamond drill bit;
23 shows a partial section according to FIG. 22 to explain the method for applying the invention to a diamond rock drill bit and FIG
Fig. 24 depicts a stage in the preferred method of forming the guard and guide on a diamond drill bit.
1-3, a roller cone rock bit 10 of the type used in drilling oil and gas wellbores into the earth is shown. Merely by way of example and not by way of limitation it is assumed that the rock bit 10 is of the triangular type. The rock bolus chisel 10 comprises a main part 11 and an upper outer part
Threaded part 12. In operation, part 12 is screwed into the drill neck forming the lower end of the string or wing of the drill pipe. Three legs 13, only two of which are visible in FIGS. 1 and 2, extend downward at 120 "intervals from the main part 11. A separate roller cone 14 is rotatably mounted on each of these legs 13.
The overall orientation of each roller cone
14 is conical in shape, and the teeth on the three roller cones 14 are arranged to mesh in a manner that increases the rotation of each cone when the
Rock drill bit 10 is rotated for drilling purposes, does not interfere. The rock drill bit 10 further comprises three nozzle ribs 15 which protrude from the main part 11 and which are arranged between the legs 13: As can be seen, a jet nozzle device is located at the lower extremity of each of these nozzle ribs 15.
Applied to the rock drill bit 10 is one constructed according to a first embodiment of the invention
Protection and guiding device arranged. This protection and guiding arrangement comprises a shaped casing 16 which encloses the roller cone portion of the rock drill bit 10.
This jacket 16 can be formed from any material that can be cast onto the roller cones 14 and molded into and around the roller cones. For example, a cementitious material, including a suitable aggregate or aggregate, such as just for example sand, can be mixed with cement. Any plastic material, e.g. Epoxy resin, polyvinyl chloride and the like can be used to make the jacket. The aggregate for the plastic can consist of silica sand. The sheath 16 includes a central nose portion 17 which extends a short distance in the
Order of several centimeters over the lower ends of the roller cone 14 extends in the longitudinal direction.
Preferably it extends downwardly and slowly inwardly to form a generally convex configuration on its outer end as shown in FIG. The central part of the nose part then preferably projects beyond the surrounding edge or edge parts of the guide in this way. While the protective and guiding sheath 16 has virtually the same diameter, in terms of clearance, as the drill bit on which it is mounted, the generally convex arrangement of its front portion contributes to the streamlined flow of fluids around the arrangement when they is lowered into the borehole and avoids sticking to protrusions or irregularities in the borehole. It also prevents the drill bit from balling up and prevents damage to the borehole wall.
The casing or arrangement 16 further includes support legs 18 which extend between the legs 13 of the drill bit 10 and more or less form a seal with the edges of the drill legs 13 and the outer ends of the main part 11 and the nozzle ribs 15. The seal with the legs 13 is shown more clearly in FIG. The exterior of the casing or assembly 16 is shaped to provide longitudinally extending recesses 19 that allow drilling fluid to move past the casing 16 as the casing 16 and drill bit 10 are lowered into a borehole in the earth.
In other words, and as partially explained in FIG. 3, in most drill bit designs, the cross-sectional area of these recesses 19 is of the same general size as the cross-sectional area of the clearance provided around the drill bit 10 in the absence of the casing 16. The casing 16 is also provided with one or more liquid outlets 20 on the outer part of the central part of the nose part 17. The liquid outlets 20 are considered in greater detail below.
4 to 6, a method is described in which the casing 16 is formed on the drill bit 10.
As indicated in FIG. 4, the rock drill bit 10 is brought upside down into a forming mold 22 which in turn rests on a support table 23. As shown in the cross-sectional view of FIG. 5, the shape 22, as shown and described, can be approximately cylindrical in shape, which corresponds to the general overall contour of the drill bit 10.
As indicated by section line 4-4 in FIG. 5, the elongated cross-sectional view of FIG. 4 is taken to show the details of the fluid passages in two of the nozzle ribs 15 of the drill bit 10.
As can be seen from FIG. 4, the threaded part 12 of the drill bit 10 is provided with a relatively large diameter inner passage 24 which extends longitudinally into the drill bit main part 11. The inner outer end of this passage 24 is provided with a series of openings 25 which are in communication with passages 26 which extend to enlarged cylindrical recesses 27 and terminate at these which are formed in the extreme ends 15a of the nozzle ribs 15.
A cylindrical flow nozzle 28 is arranged in each of these recesses 27.
In operation, and assuming that the protective jacket 16 is not present, drilling fluid pumped through the drill pipe then flows to the passages 24 through the branch passages 26 and becomes the flow nozzles 28 to clean the roller cones 14 and to promote the removal of drill bits from the ground of the earth borehole.
As also shown in FIG. 4, the roller cones 14 are equipped with cutting teeth 29. In the form of the rock drill bit shown, these teeth 29 are in the form of small tungsten carbide inserts which are embedded in the conical surfaces of the roller cones 14; however, other tooth configurations milled on the tapers can be used. The conical cutting surface shown in Fig. 4 is best seen in the longitudinal sectional view of Fig.
4a which, as shown in FIG. 5, is taken along the axis of one of the roller cones 14. It should be noted, however, that the bearing bolt and ball bearing and roller bearing arrangements for fastening the roller cone 14 to the drill bit legs 13 have been omitted from FIG. 4a for the sake of simplicity.
The shell 16 can be formed in any suitable manner and the following statements are illustrative only. After the rock bit 10 has been placed in the forming mold 22, the lower part of the mold 22 is coated outside the drill bit 10 with a suitable filler, e.g. Sand 30, filled. The sand 30 becomes a height just slightly below the outermost one
End 15a of the nozzle ribs 15 is formed. The upper surface of the sand 30 defines the lowermost extreme end for the protruding casing 16 to be formed on the drill bit 10.
At this point, fluid lines become forming
Bodies made flexible by relatively short lengths
Tube 31 are shown, inserted into the flow nozzles 28. A core 32 of easily pulverizable material is then formed in the central area next to the roller cones 14. This core 32 can be formed, for example, from a moist sand material with sufficient moisture content so that the material can maintain its shape during the molding process. A group of three cavity or gap forming elements 33 are then embedded in the upper outer ends of the pipe sections 31 or otherwise attached thereto.
Thereafter, a series of three more conduit means, represented by three more lengths of tubing 34, are embedded or otherwise attached to the tops of the voiding members. These additional pipe lengths 34 extend upwardly past the top of the forming mold 22 and can be tied together as indicated at 35 by a tether or elastic band or the like. In some cases, the tube 31 may be of sufficient length to extend through the cavity-forming members 33 and across the mold. The tube can also be removed after the jacket has been formed. For example, the cavity-forming elements may be formed from paraffin or some other relatively solid waxy material.
A set of molding components 36 are then inserted in place between the lower ends of the nozzle fins 15 and the inner wall of the molding mold 22. The cross-sectional shape of these molding components 36 is shown in FIG. 5. The components 36 can be made of wood or some other suitable material. Returning to FIG. 4, a cylindrical molding component 37 is then placed in the molding mold 22 on top of the molding components 36. These molding components 37 include edge portions 37a that extend downward and occupy the upper part of the space between the components 36 and the molding mold 22. The component 37 is also provided with an enlarged cylindrical opening or passage 37b at its upper end. The pipe members 34 extend through this passage 37b.
The inner surface 37c of the component 37 has an approximately spherical shape and delimits the shape of the outer surface of the nose part of the protective casing 16 that is to be formed. The component 37 can also be made of wood.
The molding material is now poured into the molding mold 22 through the opening or the passage 37b in the upper part of the component 37. The molding material is allowed to flow down to fill the various remaining blank areas in and around roller cones 14 and the blank areas extending thereover to the top of opening 37b. The
Distribution of the molding substance can be simplified by vibrating the support table 23 during the casting process.
This substance is then allowed to cure to form the protective sheath 16 shown in FIGS. 1-3. It should be noted that the molding portions 36 of FIG. 4 are configured to have the desired longitudinally extending ones
Recesses 19 are generated on the outer surface of the protective sheath 16.
After the material has hardened, the molding pieces 37 and 36 are removed from the forming mold 22, whereupon the drill bit 10 and the protective casing 16 can also be removed from the forming mold 22.
The pipe sections 34, which extend beyond the surface of the protective sheath 16 also are cut flush with the surface of the sheath 16, thereby the
Liquid outlets 20 shown in Figures 1 and 3, or they can be removed. The pipe sections 34 and 31 can be formed from one piece of pipe and, if they are to be removed, they can be provided with a suitable release agent to prevent them from sticking to the molding material.
In any event, the tubing 31 and 34 form passages in the jacket 16, indicated generally at 85, whether left in place or removed. One end of the passage terminates at the flow nozzle 28 and the other at the outlets 20 in the central part of the casing 16, the central part extending forwardly over the edges of the casing 16. In the illustrated form of the invention, the passage 85 communicates with or intersects the pressure responsive means 33a formed by the cavity forming members 33.
It should be noted that the surface of the pressure-responsive device provides a pressure-sensitive surface area which has a larger cross-sectional area than the passage 85 with which it intersects, resulting in a surface area of a predetermined size so that at a predetermined fluid pressure within of the drill string and associated drill bit 10, the casing 16 is removed.
It should be noted that Figures 5 and 6 are not entirely complete cross-sectional views. 5 is a more detailed cross-sectional view looking down into the molding mold 22 with the mold component 37 removed and showing the position before the molding material is poured. In Fig.
Figure 6 is complete except that the material is not potted.
Some types of rock drilling bits use jet streams known as long jets or extended jets. In these cases, the jet nozzles are located at the lower ends of the tubular components which extend downward from the nozzle ribs to a level closer to the lower outer ends of the roller cones. Such drill bits may be provided with protective jackets in the same manner as described above, the main difference being the arrangement of the tubing pieces which are inserted into the jet nozzles and which extend to the cavities formed in the main part of the protective jacket.
7 and 8 show a modified form of construction for use with a drill bit 40 which has no jet nozzles for the outflow of drilling fluid. Instead, as indicated in FIG. 8, the end 41 of the drill bit 40 is provided with an inner passage 42 which extends into a main part 43. A series of narrow passages 44 are drilled through the main portion 45 located at the inner outer end of the passage 42.
In operation, drilling fluid is ejected through these passages 44 to wash the roller cones 46 and flush the drill bit back to the surface.
It should be noted that the roller cones 46 in FIG. 8 are equipped with teeth 47 which have a different structural shape from the teeth 47 ′ which are provided for the corresponding roller cones 46 ′ in FIG. 7. Except for this difference, the rock drill bit 40 of FIG. 7 is the same as that of FIG. 8.
In the non-nozzle type of rock drill bit shown in Figures 7 and 8, the passage and cavity-forming means for use in forming the protective jacket include flexible tubing 48 which is inserted into the fluid passages 44 and then around the roller cones 46 (or 46 ') are bent so that their free ends are arranged adjacent to one another above the roller cones 46 (or 46 '). These free ends are then embedded in a piece of cavity forming material 49 which, as indicated in Figure 7, is in the form of a single piece as opposed to the three separate pieces 33 of the previous embodiment.
Further, flexible tubing 50 are embedded or otherwise attached to the top of the lumen 49 to form the fluid passageways which extend to the outlets to be formed on the outer surface of the protective jacket. As before, the voiding piece 49 can be formed from a paraffin or wax material, while the flexible tube pieces 48 and 50 can be wax cores or short pieces of nylon, elastomers, composite or composite material or other plastic tubing.
As indicated in FIG. 8, the voiding piece 49 is preferably sufficiently closely attached to the roller cones 46 that at least some of the roller cone teeth 47 extend into the voiding material 49. The material 33 or 49 forming the cavity, if it consists of wax, is melted by heating the jacket so that the wax flows out of the outlets 20 or the other end of the chisel. Other shapes of materials that can be easily released or flowed out of the cavities 33 after the molding material has hardened can be used in place of paraffin or wax. Certain non-releasable shapes of the material can also be used to form the cavities 33. For example, some forms of sintered or cellular material can be used.
In the latter case, the essential requirement is that the material be fairly permeable to the flow of drilling fluid. It thus forms a unit that responds to fluid pressure, as do the cavity elements 33, which intersect or connect the passage means formed in the casing means 16 between the ends of the passage means 85 in the passage means 85, so that assistance in removing the casing means 16 is achieved if desired becomes. The cell-shaped arrangement results in a surface area which is larger than the passage device 85 for the action of the liquid against this in the manner discussed above.
According to FIG. 9, a typical way of using the rock drill and the protective jacket 16 of FIGS. 1 to 6 is shown. Fig. 9 shows a cross section of a borehole 51 passing through a subsurface earth formation 52. It is believed that the portion of the borehole 51 as shown in Fig. 9 was drilled earlier and that the drill pipe and bit were removed from the hole for the purpose of replacing a worn bit or for some other reason. While the drill pipe is back on the surface of the earth, a new one is created
Rock drill 10 with a protective jacket 16 is attached to the end of the lowermost part of the string of the drill pipe 53.
This lowest part can include the usual drill collars for additional weight absorption for the chisel.
When the new drill 10 and the protective jacket 16 attached thereto are used, the drill pipe 53 is guided back into the borehole 51. During running in operation, the protective jacket 16 protects the roller cones, bearings and
Bearing guides of the bit 10 from damage in the event rock shift or shoulder or any other resistance occurs. In addition, the protective jacket 16 is used to guide the drill 16 against any resistance. In view of this, FIG. 9 shows an example of a somewhat different type of resistance, namely a key solidifying section 54 in the drill wall.
Without the protective jacket 16, roller cones, bearings, guides and other components of the drill 10 will be damaged by the drill keying in this key seat shoulder 54 when the drill pipe is lowered into the borehole. This tilting can also cause the drill 10 and the drill pipe 53 to get stuck in the key seat. With the protective jacket 16, however, any wedging and damage to the drill as well as getting stuck is largely avoided and the rock drill 10 is guided smoothly through the key seat section 54.
When the rock drill 10 reaches approximately the level at which the drilling process is to be continued, it becomes necessary to remove the protective jacket 16. Typically this level will consist of the bottom of the hole, but it may instead consist of any intermediate level at which a broaching operation is to be performed.
In some cases it may be beneficial to return the lost cycle material to the wellbore and in that case it may be beneficial to remove the jacket 16 to increase the flow rate.
The removal of the protective jacket 16 is effected by pumping the drilling fluid down through the drill pipe 53 to the drill bit 10 such that at least a portion of the protective jacket 16 is removed. Specifically, the drill pipe slurry pumps attached to the surface of the earth are actuated to bring a given volume of drilling fluid to the drill bit 10 at a given pressure. The obtained hydraulic action of this drilling fluid causes, when they reach the internal cavities 33 (Fig. 4) formed in the body of the protective jacket 16, and the relationship of the pressure-responsive surfaces of the cavities that the part of the protective jacket 16 which lies on the side of these cavities 40 lying down the hole, breaks off from the remaining part of the protective jacket 16.
These inner cavities 33 are attached in such a way that this breaking away from the nose part 17 releases the cutting teeth of the roller cones 14. If the cavities are equipped with a sintered or cellular material, the increase in pressure causes a pressure build-up which assists in the removal of the nose part 17.
The drill is rotated and weight applied to result in normal drilling. This causes all parts of the protective jacket 16 which remain in contact with the roller cone to show no shear action and to permit normal operation and use of the rock bit 10. In the drilling process, the previously broken nose part is crushed and the waste flows back to the surface together with the drilling cuttings of the earth formation.
The outlets 20 allow the drilling bow to be filled as it is lowered into the borehole or, if desired, the fluid can be circulated downwardly to the drilling bow and out of the outlets 20. The passageways 85 also assist in removing the debris from the drilling floor, as will be described below.
The size, position and shape of the fluid lines formed by the pipe sections 31 and 34 and the size, position and shape of the cavities 33 depend on the size and shape of the rock chisel, the thickness of the material used to form the protective jacket 16 and the shear the mud pump pressure applied to the nose part of the protective jacket. The size of the cavities 33 is chosen so that a sufficient fluid pressure is built up in these cavities to exert a force against the cavity surfaces and the nose part of the protective jacket of sufficient size to allow its removal when the tensile stress of the jacket material that is laterally to the cavities is exceeded 33 is caused.
The size of the fluid lines, which are formed by the pipe sections 31 and 34, on the other hand, is preferably such that the pressure required to shear off the nose part generates a much smaller force in such lines due to the smaller diameter and is insufficient to maintain the tensile strength of these lines surrounding material to overcome.
In other words, it is favorable if the cavities 33 define the position in which the nose part of the protective jacket 16 is broken away by the chisel or drill.
Primarily considering the choice of material for forming the protective jacket 16, such material must have sufficient compressive strength and impact resistance properties to adequately support the roller cones, bearings, raceways and other components of the stone chisel
10 to protect against damage when the rock chisel
10 encounters resistance in the borehole or strikes the drill string bottom and the like. On the other hand, the tensile strength of the material must be such that the nose portion of the protective jacket 16 can be easily removed using a reasonable amount of mud pump pressure.
According to FIGS. 10 to 13, somewhat different embodiments of the protection and guide arrangement for use with roller cone rock drills are shown. As can be seen from FIG. 10, the rock chisel 16 is equipped with a protective jacket 61 which surrounds the roller cone part of the chisel 16 and sits over it. This protective jacket 61 is in the form of a pre-cast or pre-formed jacket, which is expanded after its formation when it is pressed over the bottom part of the rock chisel to protect it. The preformed jacket 61 itself is shown in Figs.
11 and 12 shown. The manner in which it is attached to the rock chisel 60 is shown in cross section in FIG.
As shown in these various views, the preformed protective jacket 61 includes a central nose portion 62 which is adapted to seat over the roller cones 63 and to cover the roller cones 63 (FIG. 13) of the stone chisel 66.
The nose portion 62 is generally convex. as can be seen from the drawing and its middle zone protrudes over the surrounding edges. The preformed shell 61 further includes leg portions 64 which extend longitudinally from the nose portion 62 and have outer portions 65 adapted to seat in the fluid outlets 66 (FIG. 13) of the rock chisel 60.
These liquid outlets 66 are attached directly below flow nozzles 67 which are fastened in nozzle ribs 68. The outer parts 65 of reduced diameter are sized such that they fit into the liquid outlet recesses 66 of the chisel 60. The interior of the leg parts 64 is shaped such that the drilling fluid can flow from the fluid outlets 66 of the gesture chisel 60 to the interior of the nose part 62. In particular, the leg parts 64 are equipped with inner recesses 69 to enable such a flow of liquid.
The recesses 69 run inwardly with respect to the longitudinal axis of the chisel and provide an arrangement which is aided in the removal of the jacket 61 from the chisel. This means that the liquid from the chisel hits against this and assists in the expansion of the leg parts 64 to remove the outer parts 65 from the liquid outlets 66 when the pressure to remove the jacket 61 is increased.
The nose portion 62 is provided with a concave inner surface 70 for receiving the roller cones 63. The nose portion 62 is further provided with upper edges 71 which are shaped to conform to the cylindrical contour of the roller cones 63 at the point of their engagement with the nose portion 62. The nose portion 62 is also equipped with a fluid passage 72 that extends from the inner surface 70 to the outer surface of the nose portion 62. A plurality of passage devices, as can be seen from FIG. 1, can be present for injecting the liquid from the chisel for circulation in front of the chisel protection and guiding device.
The outer surface of the nose portion 62 is provided with longitudinal recesses 63 which lie on the side portions of the leg portions 64 to allow passage of drilling fluid back to the interior of the protective jacket 61 when the rock bit 60 is lowered into the borehole.
The preformed protective jacket 61, which contains the nose part 62 and leg parts 64, is made of an elastic plastic material. Typical plastic materials that can be used are phenolic resins or fiberglass-reinforced vinyl or epoxy resins. The material must have sufficient elasticity so that the leg portions 64 can flex outward during application of the jacket to the drill and then return inward for insertion of the outer portions 65 into the fluid outlets 66 of the drill 60. This results in a clamping effect which is used to hold the protective jacket 61 in place on the rock chisel or drill 60.
Another stage in the attachment process is shown in FIG. Specifically, the upper edges 71 of the nose part 62 are covered with a layer of elastic material 74 immediately before the jacket 61 is placed over the roller cones 63. This elastic material 74 is preferably made of a semi-hard elastomeric material with a suitable hardness which, for example, can only be in the range from 70 to 95 durometers. A suitable material is, for example, polyurethane. When the jacket 61 is mounted on the rock chisel 60, this resilient material 74 provides a seal between the periphery of the roller cones 63 and the upper edges of the nose portion 62.
This material 74 also serves to absorb and distribute the impact load when the protective cover 61 encounters resistance in the borehole or when the rock bit 60 is mistreated on the bottom of the drill string or the like.
The preformed protective jacket 61 serves to protect the roller cones 63 of the rock bit 60 both before the bit 60 is lowered into the borehole and while the bit 60 is running into the borehole. When the bit 60 has reached the desired level in the borehole at which it is to begin its drilling or reaming activity, the protective jacket 61 is removed by actuating the drill pipe mud pump to supply a sufficient volume of drilling fluid at a sufficient pressure so that actually the Jacket 61 of the end of the chisel 60 is blown off. The shell 61 is ground by the roller cones 63 and the debris is flowed back to the surface in the same manner as described above. In Fig. 14 there is shown a modified way of forming the preformed protective jacket.
In particular, a preformed shell 75 for a three-cone chisel can be formed in three separately formed sections 76, 77 and 78. These sections 76 to 78 are formed from a resilient plastic material as indicated above. The three sections are then bonded together with a suitable adhesive material, such as an epoxy resin, to form the complete protective jacket. In some cases it is preferred that the bond occur after the pieces 76-78 are secured in place on the rock bit.
A feature of the preformed shape of the protective jacket device is that it can be used on rock chisels that do not have a protective jacket formed in the factory by the manufacturer of the rock chisel. In other words, the preformed guard assembly can also be installed at a later time by the drilling equipment distributor or by the drill at the drilling location.
Figure 15 illustrates one form of lubrication assembly for a rock cone bit 10. As indicated above, the chisel lubrication assembly is sometimes damaged when the bit 12 is lowered into the wellbore. The jacket assembly 16 of the invention overcomes this difficulty by protecting the lubrication assembly when the bit is being lowered into the borehole.
From Fig. 15 it can be seen that the shaped casing device 16 extends perpendicular to the chisel legs 13 approximately up to the point designated by 80, so that all of the legs 13 are covered, thus providing a fluid connection between the borehole and the edges 13a of the legs 13 and the part designated by the reference numeral 13b, which is designated as the shirt tail or poultry part (shirttail) of the chisel, is prevented.
Any suitable number of cones may be carried by the chisel as indicated above and a three cone chisel is shown for purposes of illustration only, but it will be understood that any suitable number of cones may be employed on the chisel or drill. The cones 14 are each rotatably supported on their respective legs 13 and it should be noted that the poultry part 13b projects slightly radially with respect to the respective cone 14, resulting in an overhanging edge which is suitable for collecting the waste if the chisel the Touches borehole wall when it is sunk into it.
A suitably sealed lubricated bearing assembly, indicated generally at 81, is provided for rotatably supporting each of the cones 14 on the respective legs 13 and each cone 14 is also provided with a suitable cutting surface thereon so that the desired drilling operations are achieved within the wellbore . A lubrication arrangement 82 provides lubrication of the sealed bearings indicated at 81 and provides lubrication between the cone 14 and the inner surface of the leg 13 on which each cone is mounted during the drilling operations so that the life of the bit and the The effectiveness of the chisel is increased when the chisel or drill is rotated, and for other reasons as well.
As indicated above, it has been found that, for the same reason, during the sinking operations, the lubrication system 82 or bearings 81 can be damaged or rendered unusable.
For example, mud or debris can accumulate within the interior of the bit or drill bit and interfere with proper operation of the lubrication system 82 which delivers the lubricant to the bearing assembly 81 and to the surfaces between the leg 13 and its cone.
The shaped arrangement of the casing device 16 according to the invention by wrapping the legs 13 and the
Poultry parts 1 3b of the legs prevents engagement of the
Legs and the poultry parts with the borehole wall when the drill bit is lowered into the borehole and prevents
Waste or unwanted material clogs bearings 81 or lubrication system 82.
It should also be noted that the shaped Ummante treatment device 16 corresponds approximately to the size of the drill, even if it covers the legs 13 of the drill and a generally outer convex arrangement, as shown by the nose part 17, results in the laminar flow of the fluid or fluid in the borehole when the drill bit is countersunk therein. The molded casing 16 not only deleteriously inhibits contact of the drill bit with the borehole wall, but also prevents fluid communication between the fluid in the borehole wall and the surfaces of any leg abutting the surfaces of the cones 14 supported thereby.
The molded shell means 16 may be any suitable material such as an epoxy resin and a suitable aggregate such as silica sand, as noted above, and is of suitable strength to achieve the desired effect. Of course, it can also be made of other materials that can be easily molded or cast. The jacketing device 16 also includes fluid passage devices, generally designated by the reference number 85, which connect one end 84 to the nozzle flow device designated 28 in the chisel and at the other end 84a through the outlets 20 in the nose portion 17 of the jacketing device 16.
During the formation of the shroud 16, a cone of pressure sensitive material is formed in the chamber 32a within the shroud 16 with chamber 32a, as clearly shown in Figure 16, thereby providing the passageways 85 with the lubricant assembly 82 for each leg and cone supported thereby is connected. Thus, the pressure of the liquid within the passage 24 of the chisel body can be connected through the passage means 26 which are connected to the respective nozzle means 28 and then through the
Passage device 85 is connected to the chamber 32a.
The pressure sensitive material can consist of any suitable foam, for example an elastomer foam, a polyurethane foam or styrene foam. If desired, the pressure responsive material can also be omitted and the chamber 32a left as a cavity. This assists in equalizing the pressure on the sealed lubrication assembly 82, with the fluid in the wellbore or between the sealed lubrication assembly 82 and the fluid within the wellbore.
If desired, suitable pressure responsive means as shown at 33a may be positioned between the ends of the
Through device 85 be present, the on
Pressure responsive facilities also with the chamber
32a are connected as shown. The one that responds to pressure
Means 33a provides a surface against which liquid pressure can be applied to aid in removal of the jacket means 16, if desired.
In this context, it should again be pointed out that the passage devices 35 in the form of a plurality of
Passages can be present, each of which is in connection with a nozzle device 28 in the chisel, so that if necessary the liquid can be jetted through the Durchgangsein directions without removing the casing device 16, so that the liquid in the borehole before the
Sheathing device is circulated in the desired manner. The molded sheathing device 16 is of suitable shape and strength to perform this function. The passage device 85 in turn ends in the outlets 20, which end in the middle part of the nose part 17 of the sheathing device 16, as can be seen from FIG. 16.
When the molded jacketing device 16 is to be removed, the bit 16 can be lowered to the ground and the drilling operation commenced, whereupon the jacketing device 16 is ground up or, if desired, it can be increased by increasing the hydraulic pressure within the drilling arc and the bit 10 by acting on the pressure responsive means 33a for removing sheathing means 16 can be removed from the cutting surfaces of cones 14. The molded casing 16 is made of a material which is abraded as the bit is rotated during the normal drilling operation and is then recirculated through the borehole to the surface of the earth.
In Figure 17, the drill bit is again designated 10 and shown as a diamond drill bit with a plurality of diamonds 90 embedded therein for cutting the formation in the borehole. The shell assembly, generally designated 16, is preferably formed in situ on the diamond drill as described below. It should be noted that the jacket assembly 16 has a nose portion 17 that is generally convex in shape to aid in guiding the drill 10 in the borehole. Fluid passages 85 are provided through the jacket device 16 and the front part of the jacket device 16 is of considerable thickness, so that the fluid from the drilling bend marked 88 and through the fluid device 85 to achieve the desired nozzle action within the borehole, as explained in detail below can be judged.
In addition, the forward portion of the shroud 16 includes the blade assembly, generally designated 89, which acts as a stirrer when the bit 10 is rotated to further assist in agitating the fluid in the borehole, which assists in moving the debris away from beneath the bit. A preferred configuration of the blade assembly 89 is clearly shown in Figure 18 of the drawings and includes a plurality of blades 91, 92 and 93 connected at their inner ends adjacent the center point of the nose portion 17.
The passage means 85 is formed from a plurality of separate passages 85a, 85b and 85c and terminates in separate outlets 20. It should be noted that the outlets 20 are arranged between the blades 91, 92 and 93, and that the passages 85a, 85b and 85c are arranged relative to each other so that they serve in the direction of fluid release thereby to converge to the center of the borehole immediately in the front of the bit guiding and protection device 16 when the bit 10 is lowered into the borehole.
In Fig. 19, the cone-type chisel is shown, the cones 14 being formed with through means 85 as described above. In this embodiment, the nose portion 17 of the shrouding device 16 is also provided with a blade arrangement, generally indicated 89, which includes the blades 91, 92 and 93 and it should be noted that the passage device is arranged so that the outlets
20 promote the discharge of fluid from the passage device 85 to a position immediately in front of the drill guide and protection device 16 when it is lowered into the borehole.
After the drill bit is removed from the borehole, it is not uncommon for the borehole to backfill, which is to say that part of the borehole cavity or part of the drilled portion of the borehole reclines to the bottom of the borehole. It is not uncommon in this backfill for a few meters to a few hundred meters or more of the borehole to fill up. In drilling operations, however, it is extremely beneficial if the cone or the diamond chisel is brought into a position of the chisel on the ground as quickly as possible.
In some cases, the debris may be at the bottom of the wellbore. The debris can be of any type and size and can be of a type that causes damage to either the cone of the cone chisel or the diamonds in a diamond chisel. In order to overcome this problem, the present invention is particularly valuable in that the drilling bow denoted by reference numeral 88 is lowered into the borehole with the bit 10 thereon, so that the fluid flows through the passage means 85 towards the direction of the drill hole marked 101 in FIG 21 can be jetted to assist in the recirculation of the backfill and any debris on the bottom 102 of the borehole.
In addition, the drill bow and drill bit can be rotated so that the blades 89 continue to move the backfill and debris, thereby assisting in circulating them around the surfaces indicated at 103 on the drill behind the cutting surfaces shown in FIG Drawing are shown in the form of diamonds. This prevents damage to the cutting surface of the chisel and the chisel goes to the ground much faster than would otherwise be possible.
It is of course necessary that the construction and arrangement of the drill guide and through means 85 together with the blade assembly 69 be such that this function is achieved while the chisel guide 16 is not removed by the hydraulic pressure. The arrangement of the plurality of passages, as discussed and shown above, directs the fluid from the interior of the drilling line 88 to a point immediately in front of the drill bit 10 at high speed so that the backfill and debris and upwashing of the wellbore around the wellbore can be cycled Milling bit and the drill string is made easier because the drill head snaps onto the ground in the borehole.
Figures 22, 23 and 24 illustrate preferred methods of practicing the present invention when used with diamond chisels. Referring to Figure 22, there is shown a plurality of water passages 104 disposed on a diamond chisel for commonly known purposes. These streams are shown in cross section at 104 in Figure 23 and are shown in terms of size across the surface of the chisel between the area where the diamonds are located.
The casing device 16 according to the invention is shown in Fig. 23 as being formed within the water passage device 104, but a suitable shape release means 105 can be present on the water passages 104 to facilitate removal of the casing device 16 either by drilling it off during the normal drilling operation or during its Removal by a substantial increase in hydraulic pressure to vent the same, as discussed above. It is particularly beneficial in connection with diamond grinding chisels that there is no resistance in the water passage; however, it is beneficial for complete protection of the drill that the drill protection and guide assembly 16 according to the invention is sufficiently solidified in the water passages 104 when the drill is lowered into the borehole.
It can also be seen from Fig. 23 that the jacket means 16 shows a conforming surface, generally designated 106, on the outer surface, which conforms to the surface 107 on the diamond bit and, if a diamond protrusion, as designated 108, is present on the head surface, a corresponding projection 108 is present on the jacket device 16. In the same way, corresponding surfaces 109 which correspond to the passage device 104 are shown. This is accomplished by a method used in the formation of the invention in conjunction with the diamond burs, as particularly shown in Figure 24 of the drawings.
The diamond drill, which is designated there with the reference number 110, initially has a plastic mold 111, the inner surface 112 of which corresponds to the outer surface 113 of the drill 110. A suitable mold release means can be used to form the mold 111 and merely by canceling it at a suitable distance, as indicated by the arrow at 115, a cavity 116 for receiving the molding material which forms the shell means 16 according to the invention can be obtained.
Of course, the mold 111 can be provided with an opening 116a and a suitable substance 87 that creates a void can be attached in the central part of the diamond drill 110. After the mold 111 is raised to the position shown in Fig. 24 and the tubes shown at 120 are attached to form the passage means, the molding material can be poured into the opening 1 16a as indicated above, thereby forming the casing means 16 .
In FIG. 21, the waste is designated 99, which is passed from the bottom of the drilling wall and around the drill 110.
This removes the debris from contact with the cutting surface of the drill bit before the jacket means 16 is removed by increasing the pressure or before it is abraded in a normal grinding operation.
If desired, an indicator such as a suitable dye or radioactive material can be placed in the jacket device 16 after it is formed. If, thus, by determining on the surface of the earth the period of time that is required to pump the indicator to the surface of the earth after the jacket 16 has been blown or ground, and taking into account a theoretical annular volume of the drilling wall, it is also possible according to the invention to Determine drilling depth when a new drill bit is sunk to the ground.