CN104995369B - 具有底部支撑的滚动切割器 - Google Patents
具有底部支撑的滚动切割器 Download PDFInfo
- Publication number
- CN104995369B CN104995369B CN201380073259.2A CN201380073259A CN104995369B CN 104995369 B CN104995369 B CN 104995369B CN 201380073259 A CN201380073259 A CN 201380073259A CN 104995369 B CN104995369 B CN 104995369B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- sleeve
- cutter
- cutting element
- element assembly
- ontology
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 106
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 20
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 16
- 239000000758 substrate Substances 0.000 claims description 16
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 claims description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 46
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 36
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 36
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- 238000005219 brazing Methods 0.000 description 9
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 8
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 7
- 230000008859 change Effects 0.000 description 7
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 6
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 6
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 229910052582 BN Inorganic materials 0.000 description 4
- PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N Boron nitride Chemical compound N#B PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 4
- 238000005552 hardfacing Methods 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007767 bonding agent Substances 0.000 description 3
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 3
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 2
- 230000003685 thermal hair damage Effects 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 2
- 240000002853 Nelumbo nucifera Species 0.000 description 1
- 235000006508 Nelumbo nucifera Nutrition 0.000 description 1
- 235000006510 Nelumbo pentapetala Nutrition 0.000 description 1
- 208000037656 Respiratory Sounds Diseases 0.000 description 1
- 241001074085 Scophthalmus aquosus Species 0.000 description 1
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- -1 boride Substances 0.000 description 1
- 239000013590 bulk material Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 239000002783 friction material Substances 0.000 description 1
- PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N gold Chemical compound [Au] PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010931 gold Substances 0.000 description 1
- 229910052737 gold Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910001092 metal group alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004767 nitrides Chemical class 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N silicon carbide Chemical compound [Si+]#[C-] HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910010271 silicon carbide Inorganic materials 0.000 description 1
- MTPVUVINMAGMJL-UHFFFAOYSA-N trimethyl(1,1,2,2,2-pentafluoroethyl)silane Chemical compound C[Si](C)(C)C(F)(F)C(F)(F)F MTPVUVINMAGMJL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/46—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts
- E21B10/56—Button-type inserts
- E21B10/567—Button-type inserts with preformed cutting elements mounted on a distinct support, e.g. polycrystalline inserts
- E21B10/573—Button-type inserts with preformed cutting elements mounted on a distinct support, e.g. polycrystalline inserts characterised by support details, e.g. the substrate construction or the interface between the substrate and the cutting element
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/36—Percussion drill bits
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/46—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts
- E21B10/50—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts the bit being of roller type
- E21B10/52—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts the bit being of roller type with chisel- or button-type inserts
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/46—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts
- E21B10/54—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts the bit being of the rotary drag type, e.g. fork-type bits
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/46—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts
- E21B10/54—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts the bit being of the rotary drag type, e.g. fork-type bits
- E21B10/55—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts the bit being of the rotary drag type, e.g. fork-type bits with preformed cutting elements
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/46—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts
- E21B10/56—Button-type inserts
- E21B10/567—Button-type inserts with preformed cutting elements mounted on a distinct support, e.g. polycrystalline inserts
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/62—Drill bits characterised by parts, e.g. cutting elements, which are detachable or adjustable
- E21B10/627—Drill bits characterised by parts, e.g. cutting elements, which are detachable or adjustable with plural detachable cutting elements
- E21B10/633—Drill bits characterised by parts, e.g. cutting elements, which are detachable or adjustable with plural detachable cutting elements independently detachable
Abstract
一种切割元件组件,包括:套筒、相对于所述套筒的一端轴向延伸一定距离的衬托以及内部切割器。所述内部切割器具有:切割端,其中所述切割端从切割面延伸一定深度;侧表面;以及本体,其中,所述本体至少部分地设置在所述套筒内,且所述切割端的侧表面与所述衬托的接合表面相接合。
Description
技术领域
本发明涉及具有底部支撑的滚动切割器。
背景技术
用于钻探穿过地层的井筒的钻头通常被制作成位于两大类钻头结构的其中一类之内。根据应用/要钻探的地层,可以基于钻头的切割动作类型和其应用在特定地层中的合适性来选取合适的钻头类型。第一类的钻头通常称为“牙轮”钻头,其包括钻头体,钻头体具有可旋转安装到钻头体的一个或多个牙轮。所述钻头体可以由钢或另一种高强度材料形成。牙轮还可以由钢或其它高强度材料形成且包括设置在围绕牙轮的选定位置上的多个切割元件。所述切割元件可以由与牙轮一样的基础材料形成。这些钻头可以被称作“铣齿”钻头。其它牙轮钻头包括压入(干涉)配合到形成和/或加工在牙轮内的孔中的“镶齿”切割元件。所述镶齿可例如由碳化钨、天然或合成金刚石、氮化硼、或者硬材料或超硬材料中的任何一种或其组合形成。
第二类钻头可以被称作“固定切割器”或“刮刀”钻头。刮刀钻头包括具有连接到钻头体的切割元件的钻头,钻头体可以是钢钻头体或者由基质材料、例如被结合材料包围的碳化钨形成的基质钻头体。刮刀钻头通常被定义为具有固定部件的钻头。然而,如本领域已知的,具有不同的形成刮刀钻头的类型和方法。例如,具有孕镶到形成钻头体的材料表面的耐磨材料,例如金刚石的刮刀钻头通常被称作“孕镶钻头”。具有由沉积到或者以其他方式结合到基体上的超硬切割表面层或“台”(例如,由多晶金刚石材料或多晶氮化硼材料)制成的切割元件的刮刀钻头在本领域称为多晶金刚石复合体(“PDC”)钻头。
PDC钻头可以轻松地钻探软地层,但是它们经常被用于钻探硬度适中的或磨蚀性的地层。它们使用不会深入穿透到地层中的小切割器的剪切动作来切割岩石地层。由于穿透深度较浅,因此通过相对较高的钻头转速来实现高速率的穿透。
PDC切割器在工业应用中已经使用了很多年,工业应用包括岩石钻探和金属加工。在PDC钻头中,PDC切割器被容纳在形成于从钻头体延伸的刀片内的切割器凹口中,并且可通过铜焊到所述切割器凹口的内表面而结合到刀片上。所述PDC切割器沿着钻头体刀片的前缘设置以使得随着钻头体的旋转,所述PDC切割器接合并钻探地层。在使用中,可能会向PDC切割器施加很大的力,尤其是沿着前后方向。此外,所述钻头和PDC切割器可经受巨大的磨蚀力。在某些情况下,由于丢失一个或多个切割器,或者由于刀片破损而使得冲击、振动以及侵蚀力引起钻头故障。
在典型的PDC切割器中,多晶金刚石复合体(“PCD”)(或其它超硬材料,例如多晶立方氮化硼)被结合到基体材料,基体材料可以是形成切割结构的烧结金属碳化钨。PCD包括结合到一起形成整体的,硬的,高强度的质量体或晶格的金刚石颗粒或晶体的多晶质量体。产生的PCD结构产生增强的耐磨和硬度特性,使得PCD材料在耐磨和硬度要求很高的恶劣的磨损和切割应用中尤其有用。
图1所示的PDC钻头的一个实例具有多个具有超硬工作面的切割器。钻头100包括具有螺纹销端部111和切割器端部115的钻头体110。切割器端部115包括围绕钻头的旋转轴线L布置并且从钻头体110向外径向延伸的多个肋或刀片120。切割元件或者切割器150相对于工作面按照预定的角取向和径向位置嵌入刀片120中并且相对于被钻探的地层具有期望的后倾角。
多个孔眼116设置在钻头体110上的刀片120之间的区域中,所述区域可以被称作“间隙”或“流路”。孔眼116通常适于接纳喷嘴。孔眼116允许钻井液通过钻头沿着选定的方向并且以选定的流速在切割刀片120之间被排出以润滑和冷却钻头100、刀片120和切割器150。随着钻头100旋转并且穿透地层,钻井液还可以清理和移除钻屑。所述流路设置成为钻井液提供额外的用于钻井液的流道并且为地层切屑提供通道用以使切屑通过钻头10朝向井筒的地面(未示出)移动。
确定PDC切割器的寿命的一个要素为切割器暴露于高温。暴露于高温会对金刚石台造成热损伤并且最终造成开裂(由于热膨胀系数之差),这可能引起多晶金刚石层的剥落,多晶金刚石和基体之间的分层,金刚石发生转换变回石墨,从而引发快速的磨蚀。传统PDC切割器的热操作范围大约为700-750℃或者更低。
如上所述,传统的多晶金刚石在空气中的稳定温度高达700-750℃,在所述温度范围之上可以观察到随着温度的升高可能对多晶金刚石造成永久性损坏以及结构性破损。多晶金刚石的劣化归因于与金刚石相比,结合材料、钴的热膨胀系数的差值巨大。一旦多晶金刚石被加热,钴和金刚石晶格就会以不同的速率膨胀,引发在金刚石晶格结构中形成裂纹并且导致多晶金刚石劣化。损坏还可能是由于在极高的温度下,在金刚石与金刚石的颈部处形成石墨,导致微结构完整性丧失和强度损失。
在传统的刮刀钻头中,PDC切割器被固定到钻头的表面以使得共同的切割表面与被钻探的地层接触。随着时间流逝和/或当钻探某种硬但不是必然具有很高磨蚀性的岩石地层时,切割元件上经常与地层接触的工作面的边缘开始磨损,形成局部磨损平面,或者与切割元件剩余部分的磨损不成比例的区域。局部磨损平面由于降低了钻头有效穿透工作材料的能力以及切割元件的边缘钝化引起的穿透率损失而导致钻探时间变得更长。也就是说,磨损的PDC切割器作为产生热量的摩擦承载表面,这加速了PDC切割器的磨损并且降低了钻井的穿透速度。由于传统的PDC切割器在与地层材料接触的区域里不能与地层材料充分接合并且不能将其有效移除,因此这些平台表面有效地阻止或严重地降低了地层切割速率。此外,所述切割器可以处于不变的温度和机械载荷下。因此,热量沿着切割表面积聚,并且导致切割元件破裂。当切割元件断裂时,钻探作业可能遭受穿透速率损失,并且如果破裂的切割元件与第二个切割元件接触,又会对其它切割元件造成额外的损伤。
此外,由于PCD和工作材料之间的摩擦引起在切割器接触点,尤其是PDC层的暴露部分上产生热量,这对PCD造成了裂缝形式的热损伤,从而导致多晶金刚石层剥落,多晶金刚石和基体之间分层,以及金刚石转换回石墨而引发快速磨损。传统的PDC切割器的热作业范围大约为750℃或更低。
发明内容
本概述用于引入在下面的详细描述中进一步描述的构思选择。本概述不是用于确定要求保护的主题的关键或基本特征,也不是被用作帮助限制要求保护的主题的范围。
一方面,这里公开的实施例涉及一种切割元件组件,包括:套筒、相对于所述套筒的一端轴向延伸一定距离的衬托以及内部切割器。所述内部切割器具有:切割端,所述切割端从切割面延伸一定深度;侧表面;以及本体,所述本体至少部分地设置在所述套筒内,其中,所述切割端的侧表面与所述衬托的接合表面相接合。
另一方面,这里公开的实施例涉及一种切割元件组件,其包括支撑结构和部分地设置在支撑结构内的内部切割器。所述支撑结构具有套筒部分和相对于所述套筒部分轴向延伸一定距离的衬托部分,其中,所述支撑结构具有非均匀的壁厚。所述内部切割器具有从切割面延伸一定深度的切割端、侧表面和本体。
又一方面,这里公开的实施例涉及一种钻头,包括:钻头体,所述钻头体具有从其径向延伸的多个刀片;以及设置在形成于多个刀片上的切割器凹口中的至少一个切割元件。所述切割元件可包括套筒、相对于套筒的一端轴向延伸一定距离的衬托以及内部切割器,所述内部切割器具有从切割面延伸一定深度的切割端、侧表面以及至少部分地设置在所述套筒内的本体,其中,所述切割端的侧表面与衬托的接合表面相接合。
要求保护的主题的其它方面和优点通过后面的描述和所附的权利要求而变得更加明确。
附图说明
图1为传统的PDC钻头的透视图。
图2为根据本公开的实施例的切割元件组件的剖视图。
图3为根据本公开的实施例的切割元件组件的前视图。
图4为根据本公开的实施例的套筒和衬托组件的分解视图。
图5为根据本公开的实施例的套筒和衬托组件的透视图。
图6为根据本公开的实施例的套筒和衬托组件的透视图。
图7示出根据本公开的实施例的刀片的透视图,其具有形成在其中的切割器凹口。
图8示出根据本公开的实施例的切割器元件组件的剖视图。
图9和10示出根据本公开的实施例的保持环的透视图。
图11示出根据本公开的实施例的切割元件组件的分解视图。
图12示出根据本公开的实施例的切割元件组件的剖视图。
图13示出根据本公开的实施例的切割元件组件的剖视图。
图14示出根据本公开的实施例的切割元件组件的透视图。
图15示出根据本公开的实施例的切割元件组件的前视图。
图16示出本公开的设置在钻头上的切割元件组件。
图17示出本公开的设置在钻井工具的切割凹口中的套筒和衬托组件的透视图。
图18示出本公开的设置在钻井工具的切割器凹口中的套筒和衬托组件的透视图。
图19示出本公开的设置在切割器凹口中的切割组件的剖视图。
图20示出本公开的设置在切割器凹口中的切割组件的部分剖视图。
图21示出本公开的设置在切割器凹口中的切割组件的部分剖视图。
图22示出本公开的设置在切割器凹口中的套筒和衬托组件的透视图。
具体实施方式
一方面,这里公开的实施例涉及钻头或其上布置有旋转切割元件的其它切割工具以及将所述旋转切割元件保持在切割工具上的方法。所述旋转切割元件可以被用作钻头或切割工具上的唯一切割结构或者可以与传统的切割结构、例如固定刀片(具有切割器)一起使用。
现在参照图2,示出根据本公开的实施例的切割元件组件的剖视图。所述切割元件组件200具有组装在一起的套筒210、衬托220以及内部切割器230。所述内部切割器230具有从切割面234延伸一定深度233的切割端232、本体236和侧表面238。所述内部切割器230可具有至少两个不同的直径,其中,切割端232的直径大于本体236的一部分处的直径。如图所示,切割端232的深度233可包括内部切割器230的从切割面234到第一直径减小部的具有较大直径的整个部分。在这些实施例中,切割端232可包括:超硬材料,例如金刚石台235;以及一部分本体材料,例如碳化物材料。内部切割器230的本体236至少部分地设置在套筒210中,并且切割端232位于套筒210外。所述套筒210具有内表面214和外表面216。如图所示,本体236的设置在套筒210中的部分的直径基本上与套筒210的内直径(在套筒210的内表面214之间测量得到的)相等,并且内部切割器230的切割端232的直径与套筒210的外直径(在套筒210的外表面216之间测量得到的)相等。在切割端232的较大直径和设置在套筒210内部的本体236的较小直径之间的过渡可以形成为各种几何形状,例如缓坡或弯曲表面。衬托220从套筒210的端部212轴向延伸一距离222以使得切割端232的侧表面238与衬托220的接合表面224相接合。如图所示,衬托220的所述距离222基本上可与切割端232的深度233相等。然而,在某些实施例中,衬托从套筒的端部轴向延伸的所述距离可以大于切割端的深度或者小于切割端的深度。
如图2所示,衬托220是独立于套筒210的部件并且设置成与套筒210的外表面216相邻,以使得衬托220的接合表面224同时与内部切割器230的侧表面238和套筒210的外表面216接合。接合表面224可具有润滑材料,例如沿着衬托220从套筒的端部212轴向延伸距离222并且与内部切割器230的切割端232的侧表面238相接合的部分涂覆的金刚石或其它低摩擦材料。衬托220可以沿着套筒210轴向设置以使得衬托220延伸超出套筒210的端部212的距离222且还延伸套筒210的整个长度、小于套筒210的长度的长度或者大于套筒210的长度的长度。图2示出衬托220沿着套筒210轴向设置以使得衬托220延伸超出套筒210的端部212的距离222并还延伸套筒210的整个长度的实施例的一个实例。衬托220可以铜焊或采用其它方式连接到套筒210。然而,根据其它实施例,例如下面如图3和6所示的实施例,衬托可以与套筒形成为一体。
现在参照图3,示出根据本公开的实施例的切割元件组件的前视图。如图所示,内部切割器330设置在套筒310和衬托320内。套筒310和衬托320整体形成为一个部件,其中,所述套筒310部分的外直径基本上与切割端332(轴向位于图3的切割端332之后)的直径相等。衬托320部分从套筒外直径/切割端直径延伸一个厚度325并且从套筒310部分轴向延伸一个距离以部分地包围内部切割器的切割端332。特别地,厚度325可在接合表面324和衬托320的基底表面326之间测量得到,其中,衬托320在接合表面324上与内部切割器330的切割端332相接合。此外,衬托320可以围绕切割端332的部分圆周延伸一个弧长321。根据某些实施例,衬托320的厚度325可沿着整个弧长321是不变的。根据其它实施例,厚度325沿着弧长321可以变化。例如,如图6所示,衬托的厚度可以朝着弧长的端部减小。在具有不变的衬托厚度的实施例中,衬托的接合表面和基底表面都可以是弯曲的,与内部切割器的切割端的曲率半径相对应。然而,在衬托厚度变化的实施例中,基底表面可以是弯曲的,平面的,或者具有平面和非平面表面的组合。
衬托可以由与套筒相同或不同的材料形成。例如,在具有整体形成的套筒和衬托的实施例中,套筒和衬托可由相同的材料形成,在具有单独形成的套筒和衬托的实施例中,套筒和衬托可由相同或不同的材料形成。衬托和/或套筒可以由耐磨材料,例如硼化物、氮化物、碳化物或它们的组合中的至少一种形成,所述碳化物例如为碳化钨、碳化硅、碳化钽或碳化钛以及多晶金刚石。此外,在耐磨材料中可包括各种结合金属,例如钴、镍、铁、金属合金或者它们的混合物。在碳化物耐磨材料中,金属碳化物颗粒被支撑在金属结合剂、例如钴中。典型的碳化物耐磨材料可以包括分散在钴结合剂中的碳化钨颗粒,例如硬质碳化钨和钴(WC/Co)。这样的耐磨材料包括硬颗粒相和金属结合剂相,其中,碳化钨颗粒形成硬颗粒相并且钴形成结合剂相。碳化钨的晶粒大小范围在某些实施例中可例如为大约6微米或更小(细晶粒),或者在其它实施例中为大于6微米(粗晶粒),并且结合剂含量范围位于选自6%、8%和10%重量比的下限到选自10%、12%、14%和16%重量比的上限之间。
此外,内部切割器可具有结合到基体的金刚石或其它超硬材料台,其中,所述超硬材料台形成内部切割器的切割面,并且其中所述基体形成内部切割器的本体。例如,如图2所示,内部切割器230具有由金刚石台235形成的切割面234,其被结合到本体236。金刚石台可包括多晶金刚石和/或热稳定多晶金刚石。在某些实施例中,所述内部切割器的切割面可以由其它超硬材料形成,例如立方氮化硼,或者金刚石和碳化物、氮化物或硼化物材料中的至少一种的组合。例如,内部切割器可具有结合到碳化钨本体的金刚石台。
根据本公开的实施例,内部切割器可以使用设置在套筒和内部切割器的本体之间的保持机构被轴向保持在套筒中。用于将内部切割器轴向保持在套筒中的保持机构可以使得内部切割器随着其接触被钻探的地层而旋转,同时使内部切割器保持在套筒内并且位于切割工具上。根据其它实施例,保持机构可以将内部切割器保持在套筒中,但不限制或阻止内部切割器在套筒内的旋转。
再次参照图2,保持机构240设置在套筒210和内部切割器230的本体236之间。所示的保持机构240为从形成在套筒210中的孔突出并且延伸到形成在内部切割器230中的凹槽237中的销。然而,在其它实施例中,所述保持机构可以从形成在内部切割器的本体中的孔突出并且延伸到形成在套筒的内表面中的凹槽里。如这里使用的,孔可指的是盲孔(不会完全延伸穿过材料厚度的孔)或通孔(完全延伸穿过材料厚度的孔)。在某些实施例中,保持机构可包括至少一个弹簧、至少一个销和/或至少一个球。例如,在某些保持机构设置在至少一个盲孔和/或凹槽之间的实施例中,所述保持机构可包括弹簧,使得当内部切割器正被装配到套筒中时保持机构可以被压缩并且可以伸入到对应的盲孔和/或凹槽中以将内部切割器保持在套筒内的某一轴向位置。在某些实施例中,保持机构可包括设置在形成于套筒的内表面中的对应的凹槽和内部切割器的侧表面之间的至少一个球。可用于将内部切割器轴向地保持在套筒中的保持机构的其它例子可以在美国专利公开No.2012/0273281、美国专利公开No.2010/0314176和美国专利公开7,703,559中找到,它们全部归属于本受让方并且通过引用被整体结合于此。
根据本公开的某些实施例,保持机构可包括形成在套筒的内表面和内部切割器的侧表面中的至少一个对应的凹槽和突起。在这些实施例中,所述套筒可通过将围绕内部切割器的两个或多个部件接合到一起而形成。例如,内部切割器可具有围绕其圆周形成的凹槽和/或突起。具有围绕套筒的内表面形成的匹配的突起和/或凹槽的套筒(其可以具有或不具有形成到其上的衬托)可以沿着套筒的长度被分离成至少两个部件。所述至少两个部件可以围绕内部切割器组装,以使得匹配的凹槽和突起相对齐,并且所述至少两个部件可以被结合到一起。
在某些实施例中,保持机构可包括保持环。在这些实施例中,保持环可设置在内部切割器和套筒之间且位于围绕内部切割器的本体形成的圆周凹槽中,其中,保持环从圆周凹槽突出到一个大于套筒的内直径的直径处,以将内部切割器轴向地保持在套筒中。例如,图8示出根据本公开的实施例的切割元件组件800,其中,用于将内部切割器830保持在套筒810中的保持机构包括保持环840。如图所示,内部切割器830部分地设置在套筒810内,其中,所述套筒具有第一内直径Y1、第二内直径Y2和第三内直径Y3。此外,第二内直径Y2大于第一内直径Y1和第三内直径Y3。第二内直径Y2可以沿着套筒810轴向地设置以形成与形成在内部切割器830中的圆周凹槽837对应的通道815。保持环840可设置在通道815和圆周凹槽837内,以将内部切割器830保持在套筒810内。保持环840至少围绕内部切割器830的本体836的整个圆周延伸,例如,保持环840可围绕本体836的圆周延伸大于1.5倍。凹槽837可具有能够保持保持环的任何轮廓,例如半圆形或不规则几何形状。
此外,第三内直径Y3被示出具有和第一内直径Y1相同的大小。然而,根据某些实施例,第二内直径可以大于第一和第三内直径,并且第三内直径可以大于或小于第一内直径。根据其它实施例,套筒可以具有从第一内直径延伸到第三内直径的第二内直径(大于第一内直径),其中,所述第三内直径大于所述第二内直径。在其它实施例中,套筒可以具有两个内直径,第一内直径小于第二内直径。在这些实施例中,保持环可从围绕内部切割器的本体形成的圆周凹槽突出到一个大于第一内直径的直径处。
保持环可以是平面或非平面的,或者一个或多个平面环的组合可以与一个或多个非平面环一起使用。例如,图9示出根据本公开的实施例的平面闭环保持环900,其具有未连接的端部905,使得保持环可以被径向地压缩或张紧。图10示出具有重叠端部1005的非平面闭环保持环1000。非平面保持环1000可具有波浪形状,当轴向力被施加于内部切割器时,例如在钻井作业过程中,其可以作为弹簧。此外,根据本公开的某些实施例,两个或多个保持环可以被连接或堆叠到一起以形成弹簧,其中,至少一个保持环为非平面的并且至少一个保持环为平面的。例如,非平面保持环可以设置在两个平面保持环之间并且在由非平面保持环的波浪形状形成的波峰处被焊接到一起,平面保持环可以放置在两个非平面保持环之间,两个或多个非平面保持环可以被连接,或者两个或多个非平面和两个或多个平面保持环可以被连接。此外,在使用两个或多个非平面保持环的组合中,非平面保持环可以在异步的波浪处被连接以形成一个环。
图11示出保持环的另一个实例,其可以被用于将内部切割器保持在套筒(或者整体的套筒和衬托支撑结构的套筒部分)中。如图所示,切割元件组件1100包括内部切割器1130、保持环1140以及套筒1110。内部切割器1130具有切割面1134和从切割面1134延伸的本体1136。内部切割器1130具有从切割面1134延伸一深度的切割端1132、本体1136和侧表面1138。切割面1134可以由金刚石或其它超硬材料台形成。圆周凹槽1137围绕本体1136的外表面形成,其中,圆周凹槽1137沿着本体1136延伸一个轴向高度H。保持环1140为封闭环并且具有围绕保持环1140间隔开的缝1145,其穿过保持环1140的部分高度h轴向延伸。例如,缝1145可围绕保持环1140均等或不均等间隔分布。此外,保持环1140具有沿着其高度变化的直径D。例如,直径D可以沿着缝1145的部分高度从低端1141到顶端1142逐渐增大。
保持环1140可以设置在圆周凹槽1137内,使得缝1145从内部切割器1130的外表面径向向外延伸并且朝向切割面1134轴向延伸。图12示出图11所示的部件组装起来的剖视图。如图所示,内部切割器1130放置在套筒1110内,并且保持环1140在内部切割器1130和套筒1110之间被放置在圆周凹槽1137中。套筒1110具有第一内直径Y1和第二内直径Y2,其中,第二内直径Y2大于第一内直径Y1。保持环1140具有逐渐增大的直径D以使得保持环1140的顶端1142从圆周凹槽1137突出一定距离以接触套筒1110较大的第二内直径Y2,由此将旋转切割器1130保持在套筒1110中。
形成在保持环1140中的缝1145可以为保持环1140提供弹簧作用。具体地,通过沿着保持环1140的部分高度h轴向设置缝1145(或者基本上轴向,例如相对于与保持环的纵向轴线平行的线沿着小于大约45度的角度螺旋延伸),所述保持环1140可以作为弹簧,其可以被径向地压缩并且沿着缝1145的部分高度h径向向外起着弹簧作用。有利地,通过径向向外延伸以接触套筒1110的较大的内直径Y2,保持环1140可以使内部切割器1130轴向上紧密地保持抵靠着套筒1110,其可以减少或防止内部切割器1130和套筒1110之间的碎片进入,同时还可以径向地将内部切割器保持在套筒1110的中心。如这里所描述的,衬托(未示出)可进一步被连接到套筒1110,以使得衬托的接合表面与内部切割器1130的切割端1132的侧表面1138相接合。
现在参照图4和5,示出套筒410和衬托420组件的分解透视图。套筒410具有内表面414、外表面416和在内表面414和外表面416之间测量得到的套筒厚度415。而且,套筒410具有在第一端412与第二端411之间测量的长度413。衬托420具有接合表面424、基底表面426以及在接合表面424和基底表面426之间测量得到的衬托厚度425。此外,衬托420具有在第一端427和第二端429之间测量得到的长度428。衬托420的接合表面424被组装(如图5所示)以与套筒410的外表面416的一部分相接合,使得衬托420围绕套筒410的外表面416延伸一个弧长421并且从套筒410的第一端412轴向延伸一个距离422。一旦组装好,衬托420可具有过渡到套筒410的外表面416的至少一个侧表面423,即,所述至少一个侧表面423从所述侧表面423和所述套筒外表面416之间接触的线切向地延伸。此外,套筒第二端411和衬托第二端429可以对齐或不对齐。例如,衬托第二端429可以轴向对齐在套筒第一端412和套筒第二端411之间,或者所述衬托第二端429可以从套筒第二端411轴向延伸而远离套筒第一端412。衬托420可以通过铜焊或本领域已知的其它方法被连接到套筒410。
根据本公开的实施例,套筒和衬托可以整体形成以形成具有不均匀壁厚的支撑结构。例如,图6示出具有不均匀壁厚的支撑结构600的一个实施例,其具有套筒部分610和从套筒部分610轴向延伸一定距离的衬托部分620,其中,所述套筒部分和衬托部分整体形成为一体。内部切割器(未示出)可以部分地布置在支撑结构600中,例如上面所描述的,例如,其中,内部切割器的本体至少部分地放置在套筒部分中并且内部切割器的切割端与所述衬托部分的接合表面相接合。
根据本公开的实施例,支撑结构的壁厚在内表面和外表面之间测量得到。所述壁厚在所述套筒部分和衬托部分之间可变化,和/或所述壁厚可以在每个部分中变化。例如,所述套筒部分的壁厚(即,套筒壁厚)和/或所述衬托部分的壁厚(即,衬托壁厚)可以具有不同的厚度。
如图6所示,支撑结构600的衬托部分620具有内表面(当描述所述衬托部分时被称作接合表面624)、外表面(当描述所述衬托部分时被称作基底表面626)以及至少一个侧表面623,其中,衬托厚度625在接合表面624和基底表面626之间测量得到。基底表面626可具有不与所述接合表面对应的至少一个非平面表面和/或至少一个平面表面,以使得衬托厚度625在整个弧长621上变化。然而,根据其它实施例,衬托厚度在所述衬托部分的整个弧长上是不变的。此外,所述接合表面624可以是非平面的并且与内部切割器(未示出)的外侧表面相对应,而基底表面626可以是平面的、非平面的或者平面和非平面表面的组合。例如,如图所示,基底表面626可具有与接合表面624对应的非平面部分以及与衬托部分620的两个侧表面623相邻的两个平面部分。
此外,支撑结构600的套筒部分610具有在内表面614和外表面616之间测量得到的套筒厚度615。套筒部分610的内表面614可具有基本上为圆柱形的形状以与要被插入到其中的内部切割器(未示出)相对应。套筒部分610的外表面616可具有不与内表面614对应的至少一个非平面表面和/或至少一个平面表面,以使得套筒厚度615围绕套筒部分610的圆周变化。如图所示,一部分外表面616基本上与内表面614的形状相对应,而另一部分外表面616包括不与所述内表面的形状对应的平面和非平面表面。此外,一部分外表面616平滑过渡到衬托部分620的基底表面626。然而,根据其它实施例,从所述套筒部分的外表面到所述衬托部分的基底表面的过渡可以是陡变的或者包括非平面表面。内部切割器(未示出)可以被插入到套筒610和衬托620组件中以使得一部分内部切割器本体被保持在套筒部分610中,并且内部切割器的切割端与衬托部分620的接合表面624相接合。
根据本公开的实施例,形成为与套筒分离的单个部件的衬托可以与所述套筒重叠或者不与所述套筒重叠。例如,现在参照图13-15,示出围绕内部切割器1330的套筒1310和衬托1320组件的剖视图透视图。套筒1310具有内表面1314、外表面1316和在内表面1314和外表面1316之间测量得到的套筒厚度1315。此外,套筒1310具有在第一端1312和第二端1311之间测量得到的长度1313。衬托1320具有在第一端1327和第二端1329之间测量得到的长度1328。此外,衬托1320具有接合表面1324、基底表面1326以及在接合表面1324和基底表面1326之间测量得到的衬托厚度1325(如图15所示)。衬托1320的接合表面1324被组装成与一部分内部切割器1330接合以使得衬托1320围绕内部切割器1330延伸一个弧长1321(如图15所示)。如图所示,内部切割器1330具有侧表面1338、切割面1334和从切割面1334延伸的本体1336,其中,切割面1334可以由金刚石或其它超硬材料台1335形成。内部切割器1330还具有从切割面1334延伸一定深度的切割端1332。一旦组装好,衬托1320的接合表面1324可以与内部切割器1330的切割端1332的侧表面1338接合。
衬托1320从套筒第一端1312轴向延伸一个距离1322,其中,衬托第二端1329可与套筒第一端1312对齐或者不对齐。例如,衬托第二端1329可与套筒第一端1312轴向对齐,或者,如图所示,衬托第二端1329可轴向延伸一个远离套筒第一端1312的距离,以使得衬托1320和套筒1310不重叠。换句话说,衬托1320的第二端1329可以设置在位于远离套筒1310的第一端1312的轴向距离1370的位置处,其中,衬托1320从所述位置开始沿远离套筒1310的第一端1312的方向延伸。根据本公开的实施例,衬托1320的第二端1329和套筒1310的第一端1312之间的轴向距离1370的范围可以大于0到0.1英寸。在某些实施例中,衬托和套筒之间的轴向距离1370的范围可大于0到0.08英寸。在某些实施例中,轴向距离1370可至少为0.02英寸。此外,可以基于金刚石台/基体交界面的相对位置选取其它距离。具体地,在一个或多个实施例中,轴向距离可以选择为使得衬托1320的第二端1329落在金刚石/基体交界面的任何一侧(但是不一致)。衬托1320可以通过铜焊或本领域已知的其它方法被连接在形成于切割器凹口中的嵌入结构内。
例如,图16示出根据配置在形成于钻井工具中的切割器凹口中的切割元件组件的实施例。如图所示,切割元件组件1600包括套筒1610、衬托1620以及部分地配置在套筒1610中的内部切割器1630。切割元件组件1600与其它类型的切割元件一起配置在形成于钻头1660的刀片1662中的切割器凹口中。然而,在其它实施例中,本公开的切割元件组件可配置在形成于其它钻井工具中的切割器凹口中,例如,铰刀或其它类型的钻头。每个切割元件组件1600的套筒1610和衬托1620可以通过铜焊或其它方式被连接到切割器凹口。
现在参照图17和18,示出配置在切割器凹口中的套筒和衬托组件。具体地,图17示出连接在形成于钻井工具1760内的切割器凹口1765中的套筒1710和衬托1720。如图所示,套筒1710可以纵向地组装和连接在切割器凹口1765中,以使得套筒1710的外表面1716抵靠着切割器凹口1765的侧壁上。衬托1720配置在形成于切割器凹口1765的侧壁中的嵌入结构1766中。衬托1720可以是铸造地、渗透地、铜焊地或用其它方式连接到切割器凹口1765。在某些实施例中,例如如图18所示,套筒1810可以铜焊或用其它方式连接到切割器凹口1865,同时衬托1820可以形成为切割器凹口1865的一部分。
图19示出根据本公开的实施例的配置在切割器凹口1965中的切割元件组件1900的剖视图。切割元件组件1900包括套筒1910、衬托1920以及配置在套筒1910内的内部切割器1930。套筒1910具有在内表面1914和外表面1916之间测量得到的套筒厚度以及在第一端1912和第二端1911之间测量得到的长度1913。内部切割器1930具有侧表面1938、切割面1934和从切割面1934延伸的本体1936,其中,切割面1934可以由金刚石或其它超硬材料台形成。内部切割器1930还具有从切割面1934延伸一定深度的切割端1932,其中,切割端1932的直径大于设置在套筒1910中的本体1936部分的直径。切割端1932的直径可以基本上与套筒外表面1916的直径相等。然而,在某些实施例中,内部切割器切割端的直径可大于或小于套筒外表面的直径。此外,位于圆周凹槽1937中的保持环可以设置在内部切割器1930和套筒1910之间,以将内部切割器1930保持在套筒1910内,其中,所述圆周凹槽1937形成在内部切割器1930的侧表面1938和/或套筒1910的内表面1914中。
衬托1920具有在第一端1927和第二端1929之间测量得到的长度以及在接合表面1924和基底表面1926之间测量得到的厚度。衬托1920可以被连接在形成于切割器凹口1965的侧壁中的嵌入结构1966内。一旦套筒1910、衬托1920以及内部切割器1930被组装在切割器凹口1965中,衬托1920的接合表面1924可与内部切割器1930的切割端1932的侧表面1938相接合。衬托1920从套筒第一端1912轴向延伸一个距离1922,其中,衬托第二端1929可以与套筒第一端1912对齐或不对齐。衬托1920的接合表面1924被组装以与内部切割器1930的一部分相接合,使得衬托1920围绕内部切割器1930的侧表面1938延伸一个弧长。
此外,衬托1920可以与套筒1910径向对齐或不对齐。例如,图20和21示出了根据本公开的实施例的设置在切割器凹口中的切割元件组件的部分剖视图的扩大截面。如图20所示,套筒2010和内部切割器2030设置在形成于钻井工具中的切割器凹口2065中,并且衬托2020设置在形成于切割器凹口2065侧壁中的嵌入结构2066。衬托2020在切割器凹口2065侧壁上方延伸一个距离2070,并且套筒2010设置成远离切割器凹口2065侧壁一个距离2070,使得套筒2010的外表面基本上与衬托2020的接合表面对齐。然而,如图21所示,衬托2020在切割器凹口2065侧壁上方延伸一个距离2070,并且套筒2010设置成远离切割器凹口2065侧壁一个更小的距离(或者与切割器凹口侧壁相邻),使得套筒2010的外表面不与衬托202的接合表面对齐。
衬托可以与切割器凹口侧壁相偏移,以使得衬托的接合表面(即,设置成与内部切割器相接合的衬托表面)在切割器凹口侧壁上方延伸一个距离。例如,如图20和21所示,衬托2020的接合表面2024在切割器凹口2065的侧壁2067上方延伸一个距离2070,即,接合表面2024比切割器凹口侧壁2067径向向内延伸得更多。衬托接合表面和切割器凹口侧壁之间分开的距离可以为要配置到切割器凹口侧壁和保持内部切割器的套筒之间的铜焊材料提供空间。例如,衬托可以被提升(到高于切割器凹口侧壁的一个距离)以与内部切割器的切割端相接合用于补偿铜焊材料厚度(位于切割器凹口侧壁和套筒之间),以使得当向内部切割器施加载荷时(例如,在钻井中),所述载荷可以被传递给衬托。根据某些实施例,衬托的接合表面可以与切割器凹口侧壁偏移开一个小于大约0.008英寸的距离。在某些实施例中,衬托接合表面和切割器凹口侧壁之间的偏移距离范围可以从大约0.003英寸到大约0.005英寸。在某些实施例中,衬托接合表面和切割器凹口侧壁之间的偏移距离可以小于0.003英寸。
根据本公开的一个或多个实施例,衬托可以是预成型部件。例如,如图2和4所示,衬托220、420为设置成与套筒210、410相邻的预成型部件。然而,根据本公开的某些实施例,衬托可以作为耐磨堆焊层施加到切割器凹口侧壁上。例如,现在参照图22,衬托2220可与套筒2210分离并且形成在切割器凹口侧壁2267上。衬托2220可以由硬耐磨涂层形成,例如一个或多个耐磨堆焊层。这样的耐磨堆焊材料可以包括任何碳化钨基(例如包括,烧结或铸造碳化钨基耐磨堆焊材料)耐磨堆焊材料或任何用在钢体钻头上的其它耐磨堆焊材料。在通过向切割器凹口侧壁施加一个或多个耐磨堆焊层而具有设置在切割器凹口侧壁上的衬托的实施例中,所述衬托可具有小于大约0.008英寸的厚度。在某些实施例中,设置在切割器凹口侧壁上的衬托的厚度可小于大约0.005英寸。
本公开的衬托可以被用于支撑切割元件的切割端。例如,随着滚动切割器接触地层并且发生旋转,切割载荷可以沿着轴向和径向方向被施加给切割元件,这可能引发在切割元件的轴区域中发生弯曲。根据本公开的实施例,可以用衬托支撑切割元件经受切割载荷的部分,例如,切割元件的切割端,并且由此防止切割元件由于弯曲而发生故障。
此外,衬托可设置或不设置在形成在切割器凹口中的嵌入结构中。例如,如图17所示,衬托1720可以设置在形成于切割器凹口1765的侧壁中的嵌入结构1766中。例如如上所述,嵌入结构的大小和形状与衬托或支撑结构的衬托部分的大小和形状相对应。然而,如图22所示,衬托2220也可以设置在没有使用嵌入结构的切割器凹口侧壁2267上。
本公开的切割元件可以被连接在形成于切割工具中的圆柱或非圆柱形切割器凹口中,使得切割器凹口具有与组装到一起的衬托和套筒的形状(或者在具有整体形成为一体的衬托和套筒的实施例中的支撑结构的形状)相对应的互补空间。例如,当采用传统方式形成的被用于容纳圆柱形切割元件的切割器凹口具有对应的形成在切割工具中的部分圆柱形切口(即,具有半圆形横截面切口)时,本公开的切割器凹口可具有与套筒的一部分和衬托相对应的切口,其可具有部分圆形、部分椭圆形、弯曲和平面侧的组合形状、部分鲁洛多边形或者其它非圆形状的横截面切口。图7示出形成在切割工具的刀片700的前缘面702处的切割器凹口750的实例。切割器凹口750具有平面侧752和非平面侧754的组合。在图7所示的实施例中,非平面侧754可与衬托的弯曲基底表面相对应,平面侧752可与衬托和套筒的平面外表面相对应。
本公开的切割元件可以连接在形成于切割工具中的切割器凹口中,切割工具例如为钻头、铰刀或其它用于切割土壤地层的工具。例如,钻头可具有钻头体,其具有从其上径向延伸的多个刀片。根据本公开的实施例的至少一个切割元件可设置在形成于多个刀片上的切割器凹口中。所述至少一个切割元件组件可包括套筒、从套筒的一端轴向延伸一定距离的衬托以及内部切割器,其中,所述内部切割器具有从切割面延伸一定深度的切割端、侧表面以及本体。内部切割器的本体至少部分地设置在套筒中,并且切割端的侧表面与衬托的接合表面相接合。如上所述,所述衬托可与所述套筒结合为一体,或者所述衬托可以独立于所述套筒并且连接成与套筒的外表面相邻,使得衬托的接合表面与内部切割器的侧表面以及套筒的外表面相接合。所述衬托和套筒可以铜焊或采用本领域已知的其它方法连接到形成在多个刀片中的其中一个上的切割器凹口。此外,如果切割元件组件中的一个部件发生故障并且需要更换,则所述衬托、套筒或者衬托和套筒的组合可以被更换。例如,在具有组装到一起的独立的衬托和套筒部件的实施例中,衬托可以从切割元件组件上移除并且更换成新的衬托。
尽管上面仅详细描述了几个典型实施例,但本领域技术人员容易意识到在典型实施例中可以进行许多修改而实质上不会脱离本发明的范围。因此,所有的这些修改都被包括在后面权利要求所限定的本公开的范围内。
Claims (16)
1.一种切割元件组件,其特征在于,该切割元件组件包括:
套筒;
从所述套筒的一端轴向延伸一距离的衬托,其中,所述衬托与所述套筒是分离的;以及
旋转内部切割器,包括:
切割端,其中,所述切割端从切割面延伸一深度;
侧表面;以及
本体;
其中,所述本体至少部分地设置在所述套筒内;
其中,所述切割端的侧表面与所述衬托的接合表面相接合;并且
其中,所述衬托定位成与所述套筒的外表面邻接,使得所述衬托的接合表面与旋转内部切割器的侧表面以及所述套筒的外表面相接合。
2.如权利要求1的切割元件组件,其特征在于,所述切割端的直径大于所述本体的直径。
3.如权利要求1的切割元件组件,其特征在于,该切割元件组件进一步包括:设置在所述套筒与所述内部切割器的本体之间的保持机构,以将所述内部切割器轴向地保持在所述套筒内。
4.如权利要求3的切割元件组件,其特征在于,所述保持机构包括形成在所述套筒的内表面和所述内部切割器的侧表面中的至少一个相应的凹槽和突起。
5.如权利要求3的切割元件组件,其特征在于,所述保持机构选自于由至少一个弹簧、至少一个销以及至少一个球构成的组。
6.如权利要求3的切割元件组件,其特征在于,所述保持机构包括设置在绕着所述内部切割器的本体形成的圆周凹槽中的保持环,其中,所述保持环至少围绕所述本体的整个圆周延伸。
7.如权利要求1的切割元件组件,其特征在于,所述衬托的距离大于或等于所述切割端的深度。
8.如权利要求1的切割元件组件,其特征在于,所述套筒包括两个或更多个部件。
9.一种钻头,其特征在于,该钻头包括:
钻头体,具有从其径向延伸的多个刀片;
设置在形成于所述多个刀片上的切割器凹口中的至少一个切割元件,其中,所述至少一个切割元件包括:
套筒;
从所述套筒的一端轴向延伸一距离的衬托,其中,所述衬托与所述套筒是分离的;以及
旋转内部切割器,包括:
切割端,其中,所述切割端从切割面延伸一深度;
侧表面;以及
本体;
其中,所述本体至少部分地设置在所述套筒内;
其中,所述切割端的侧表面与所述衬托的接合表面相接合;并且
其中,所述衬托定位成与所述套筒的外表面邻接,使得所述衬托的接合表面与旋转内部切割器的侧表面以及所述套筒的外表面相接合。
10.如权利要求9的钻头,其特征在于,所述衬托设置在形成于所述切割器凹口的侧壁中的嵌入结构中。
11.如权利要求10的钻头,其特征在于,所述衬托的厚度大于嵌入结构的深度,使得所述衬托延伸到所述切割器凹口的侧壁上方的一距离处。
12.如权利要求9的钻头,其特征在于,该钻头进一步包括设置在所述套筒与所述内部切割器的本体之间的保持机构,以将所述内部切割器轴向保持在所述套筒内。
13.一种切割元件组件,其特征在于,该切割元件组件包括:
支撑结构,包括:
套筒部分;以及
从所述套筒部分轴向延伸一距离的衬托部分;
其中,所述支撑结构具有非均匀的壁厚;以及
部分地设置在所述支撑结构内的旋转内部切割器,所述内部切割器包括:
切割端,其中,所述切割端从切割面延伸一深度;
侧表面;以及
本体;
其中,所述衬托部分绕着切割端的整个圆周的一部分延伸;
其中,所述套筒部分绕着本体的整个圆周延伸;以及
其中,所述衬托定位成与所述套筒的外表面邻接,使得所述衬托的接合表面与旋转内部切割器的侧表面以及所述套筒的外表面相接合。
14.如权利要求13的切割元件组件,其特征在于,所述本体至少部分地设置在所述套筒部分内,所述切割端的侧表面与所述衬托部分的接合表面相接合。
15.如权利要求13的切割元件组件,其特征在于,该切割元件组件进一步包括:
在内表面和外表面之间测量得到的套筒部分的壁厚,其中,所述外表面包括至少一个非平面表面和至少一个平面表面;以及
在接合表面和基底表面之间测量得到的衬托部分的壁厚,其中,所述基底部分包括至少一个非平面表面和至少一个平面表面。
16.如权利要求13的切割元件组件,其特征在于,该切割元件组件进一步包括设置在所述套筒部分和所述内部切割器的本体之间的保持机构,以将所述内部切割器轴向地保持在所述支撑结构内。
Applications Claiming Priority (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201261746064P | 2012-12-26 | 2012-12-26 | |
US61/746,064 | 2012-12-26 | ||
US201361789317P | 2013-03-15 | 2013-03-15 | |
US61/789,317 | 2013-03-15 | ||
PCT/US2013/074865 WO2014105454A1 (en) | 2012-12-26 | 2013-12-13 | Rolling cutter with bottom support |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN104995369A CN104995369A (zh) | 2015-10-21 |
CN104995369B true CN104995369B (zh) | 2018-06-08 |
Family
ID=50973374
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201380073259.2A Active CN104995369B (zh) | 2012-12-26 | 2013-12-13 | 具有底部支撑的滚动切割器 |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US9464486B2 (zh) |
CN (1) | CN104995369B (zh) |
WO (1) | WO2014105454A1 (zh) |
Families Citing this family (22)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2013085869A1 (en) * | 2011-12-05 | 2013-06-13 | Smith International Inc. | Rotating cutting elements for pdc bits |
US9328564B2 (en) | 2012-03-09 | 2016-05-03 | Smith International, Inc. | Cutting elements retained within sleeves |
WO2014031263A1 (en) | 2012-08-21 | 2014-02-27 | Smith International, Inc. | Rolling cutter with close loop retaining ring |
US9388639B2 (en) | 2012-10-26 | 2016-07-12 | Baker Hughes Incorporated | Rotatable cutting elements and related earth-boring tools and methods |
WO2016073809A1 (en) * | 2014-11-06 | 2016-05-12 | Smith International, Inc. | Roller cutting element construction |
CN108138543B (zh) | 2015-09-29 | 2020-08-18 | 史密斯国际有限公司 | 滚动切削器稳定性的改进 |
US10458190B2 (en) | 2016-03-31 | 2019-10-29 | Smith International, Inc. | PDC cutter with depressed feature |
US10450805B2 (en) | 2017-07-28 | 2019-10-22 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Rotatable cutting elements including rolling-element bearings and related earth-boring tools and methods |
US10415317B2 (en) | 2017-07-28 | 2019-09-17 | Baker Hughes, LLC | Cutting element assemblies comprising rotatable cutting elements and earth-boring tools comprising such cutting element assemblies |
US10487590B2 (en) | 2017-07-28 | 2019-11-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Cutting element assemblies and downhole tools comprising rotatable cutting elements and related methods |
US11142959B2 (en) | 2017-07-28 | 2021-10-12 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Rotatable cutters and elements for use on earth-boring tools in subterranean boreholes, earth-boring tools including same, and related methods |
US10450806B2 (en) | 2017-07-28 | 2019-10-22 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Cutting element assemblies comprising rotatable cutting elements |
US10760346B2 (en) | 2017-07-28 | 2020-09-01 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Rotatable cutters and elements, earth-boring tools including the same, and related methods |
US10851592B2 (en) | 2017-07-28 | 2020-12-01 | Baker Hughes | Movable cutters and devices including one or more seals for use on earth-boring tools in subterranean boreholes and related methods |
US10697247B2 (en) | 2017-07-28 | 2020-06-30 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Rotatable cutters and elements for use on earth-boring tools in subterranean boreholes, earth-boring tools including same, and related methods |
US10100584B1 (en) | 2017-07-28 | 2018-10-16 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Rotatable cutting elements for earth-boring tools and earth-boring tools so equipped |
CN109722582B (zh) * | 2017-10-31 | 2023-01-10 | 史密斯国际有限公司 | 用于井下工具的增材制造的金属基质复合物材料 |
US10619421B2 (en) | 2017-11-13 | 2020-04-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of forming stationary elements of rotatable cutting elements for use on earth-boring tools and stationary elements formed using such methods |
WO2019152057A1 (en) * | 2018-02-05 | 2019-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compliant rolling element retainer |
US11053742B1 (en) * | 2020-02-21 | 2021-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cutter retention for rotatable cutter |
US11808089B2 (en) * | 2020-08-21 | 2023-11-07 | Saudi Arabian Oil Company | Coatings to prevent cutter loss in steel body PDC downhole tools |
US11946321B2 (en) * | 2022-08-04 | 2024-04-02 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Cutting element assemblies and downhole tools comprising rotatable and removable cutting elements and related methods |
Family Cites Families (26)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5348108A (en) | 1991-03-01 | 1994-09-20 | Baker Hughes Incorporated | Rolling cone bit with improved wear resistant inserts |
US5248006A (en) | 1991-03-01 | 1993-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Rotary rock bit with improved diamond-filled compacts |
US5533582A (en) | 1994-12-19 | 1996-07-09 | Baker Hughes, Inc. | Drill bit cutting element |
US5737980A (en) | 1996-06-04 | 1998-04-14 | Smith International, Inc. | Brazing receptacle for improved PCD cutter retention |
US6003623A (en) * | 1998-04-24 | 1999-12-21 | Dresser Industries, Inc. | Cutters and bits for terrestrial boring |
GB9811705D0 (en) | 1998-06-02 | 1998-07-29 | Camco Int Uk Ltd | Preform cutting elements for rotary drill bits |
US6845828B2 (en) | 2000-08-04 | 2005-01-25 | Halliburton Energy Svcs Inc. | Shaped cutting-grade inserts with transitionless diamond-enhanced surface layer |
US7625521B2 (en) | 2003-06-05 | 2009-12-01 | Smith International, Inc. | Bonding of cutters in drill bits |
US20040245024A1 (en) | 2003-06-05 | 2004-12-09 | Kembaiyan Kumar T. | Bit body formed of multiple matrix materials and method for making the same |
US7389834B1 (en) | 2003-09-29 | 2008-06-24 | Smith International, Inc. | Braze alloys |
US7942218B2 (en) | 2005-06-09 | 2011-05-17 | Us Synthetic Corporation | Cutting element apparatuses and drill bits so equipped |
US7604073B2 (en) | 2005-10-11 | 2009-10-20 | Us Synthetic Corporation | Cutting element apparatuses, drill bits including same, methods of cutting, and methods of rotating a cutting element |
US7845436B2 (en) | 2005-10-11 | 2010-12-07 | Us Synthetic Corporation | Cutting element apparatuses, drill bits including same, methods of cutting, and methods of rotating a cutting element |
US7757793B2 (en) * | 2005-11-01 | 2010-07-20 | Smith International, Inc. | Thermally stable polycrystalline ultra-hard constructions |
US7549489B2 (en) | 2006-03-23 | 2009-06-23 | Hall David R | Jack element with a stop-off |
US7703559B2 (en) | 2006-05-30 | 2010-04-27 | Smith International, Inc. | Rolling cutter |
US7644786B2 (en) | 2006-08-29 | 2010-01-12 | Smith International, Inc. | Diamond bit steel body cutter pocket protection |
US20080223622A1 (en) * | 2007-03-13 | 2008-09-18 | Duggan James L | Earth-boring tools having pockets for receiving cutting elements therein and methods of forming such pockets and earth-boring tools |
US20080251293A1 (en) | 2007-04-12 | 2008-10-16 | Ulterra Drilling Technologies, L.L.C. | Circumvolve cutters for drill bit |
US7909121B2 (en) * | 2008-01-09 | 2011-03-22 | Smith International, Inc. | Polycrystalline ultra-hard compact constructions |
US8079431B1 (en) | 2009-03-17 | 2011-12-20 | Us Synthetic Corporation | Drill bit having rotational cutting elements and method of drilling |
US20110209922A1 (en) | 2009-06-05 | 2011-09-01 | Varel International | Casing end tool |
US8727043B2 (en) * | 2009-06-12 | 2014-05-20 | Smith International, Inc. | Cutter assemblies, downhole tools incorporating such cutter assemblies and methods of making such downhole tools |
BR112012000535A2 (pt) * | 2009-07-08 | 2019-09-24 | Baker Hughes Incorporatled | elemento de corte para uma broca de perfuração usada na perfuração de formações subterrâneas |
WO2011153439A1 (en) | 2010-06-03 | 2011-12-08 | Smith International, Inc. | Rolling cutter assembled directly to the bit pockets |
WO2012149120A2 (en) * | 2011-04-26 | 2012-11-01 | Smith International, Inc. | Methods of attaching rolling cutters in fixed cutter bits using sleeve, compression spring, and/or pin(s)/ball(s) |
-
2013
- 2013-12-13 WO PCT/US2013/074865 patent/WO2014105454A1/en active Application Filing
- 2013-12-13 CN CN201380073259.2A patent/CN104995369B/zh active Active
- 2013-12-23 US US14/138,894 patent/US9464486B2/en active Active
-
2016
- 2016-09-12 US US15/262,896 patent/US10119341B2/en active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN104995369A (zh) | 2015-10-21 |
WO2014105454A1 (en) | 2014-07-03 |
US10119341B2 (en) | 2018-11-06 |
US20170016281A1 (en) | 2017-01-19 |
US20140174834A1 (en) | 2014-06-26 |
US9464486B2 (en) | 2016-10-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN104995369B (zh) | 具有底部支撑的滚动切割器 | |
US10851594B2 (en) | Kerfing hybrid drill bit and other downhole cutting tools | |
US9322219B2 (en) | Rolling cutter using pin, ball or extrusion on the bit body as attachment methods | |
US7669674B2 (en) | Degradation assembly | |
CN104662252B (zh) | 具有闭合保持环的滚动切割器 | |
US7963617B2 (en) | Degradation assembly | |
US8833492B2 (en) | Cutters for fixed cutter bits | |
US8978788B2 (en) | Cutting element for a drill bit used in drilling subterranean formations | |
CA2505710C (en) | Shaped cutter surface | |
US7152701B2 (en) | Cutting element structure for roller cone bit | |
CA2538807C (en) | Cutter for maintaining edge sharpness | |
US8479846B2 (en) | Earth-boring tools including an impact material and methods of drilling through casing | |
US20100059287A1 (en) | Cutter geometry for high rop applications | |
CA2774996A1 (en) | Enhanced secondary substrate for polycrystalline diamond compact cutting elements | |
WO2017105804A1 (en) | Cutting elements formed from combinations of materials and bits incorporating the same | |
US10100584B1 (en) | Rotatable cutting elements for earth-boring tools and earth-boring tools so equipped | |
US10641046B2 (en) | Cutting elements with geometries to better maintain aggressiveness and related earth-boring tools and methods | |
CA2479337A1 (en) | Cutting element structure for roller cone bit |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |