CN106460466B - 用于井下使用的连续纤维增强工具 - Google Patents

用于井下使用的连续纤维增强工具 Download PDF

Info

Publication number
CN106460466B
CN106460466B CN201480079068.1A CN201480079068A CN106460466B CN 106460466 B CN106460466 B CN 106460466B CN 201480079068 A CN201480079068 A CN 201480079068A CN 106460466 B CN106460466 B CN 106460466B
Authority
CN
China
Prior art keywords
continuous fiber
bit body
matrix bit
binding material
continuous
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.)
Expired - Fee Related
Application number
CN201480079068.1A
Other languages
English (en)
Other versions
CN106460466A (zh
Inventor
G·T·奥尔森
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Halliburton Energy Services Inc
Original Assignee
Halliburton Energy Services Inc
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Halliburton Energy Services Inc filed Critical Halliburton Energy Services Inc
Publication of CN106460466A publication Critical patent/CN106460466A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN106460466B publication Critical patent/CN106460466B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

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
    • E21B10/54—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
    • E21B10/02—Core 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
    • E21B10/08—Roller 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
    • E21B10/60—Drill bits characterised by conduits or nozzles for drilling fluids
    • E21B10/61—Drill bits characterised by conduits or nozzles for drilling fluids characterised by the nozzle structure
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
    • E21B17/1078—Stabilisers or centralisers for casing, tubing or drill pipes
    • 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
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12—Packers; Plugs
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B10/00—Drill bits
    • E21B10/26—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers
    • 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
    • E21B10/42—Rotary drag type drill bits with teeth, blades or like cutting elements, e.g. fork-type bits, fish tail 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

Abstract

连续纤维增强硬复合材料在减轻井下工具中的裂缝扩展中可能是有用的。在一些实例中，井筒工具可至少部分地由包括黏结材料连续相的连续纤维增强硬复合部分形成，所述黏结材料连续相具有包含在其中的增强颗粒和连续纤维，其中所述连续纤维具有大于临界纵横比(Ac)至少15倍的纵横比，其中Ac＝δf/(2τc)，δf是所述连续纤维的极限拉伸强度，并且τc是(1)所述连续纤维与所述黏结材料之间的界面剪切粘合强度、以及(2)所述黏结材料的屈服应力中的较低者。

Description

用于井下使用的连续纤维增强工具
技术领域
本公开涉及用于井下使用的增强工具、连同与其有关的生产和使用的相关联方法。
背景技术
在石油和天然气工业中，在井下使用多种多样的工具，包括用于形成井筒的工具、在完成已经钻探的井筒中使用的工具、以及在从完成井筒产生烃(诸如石油和天然气)中使用的工具。具体地，切割工具常用于钻探石油和天然气井、地热井和水井。切割工具可包括牙轮钻头、固定切割器钻头、铰刀、取芯钻头等。例如，固定切割器钻头通常形成具有复合钻头体(在本工业中有时被称为基体钻头体)，具有设置在基体钻头体外部周围的选择位置处的切割元件或插件。在钻井期间，这些切割元件接合和移除地下地层的邻近部分。
在固定切割器钻头的基体钻头体中使用的复合材料通常是耐侵蚀的并且展示高冲击强度。然而，一些复合材料与其他钻头体材料相比可能是相对脆的。因此，因为在制造期间经历的热应力或在钻井期间传送的机械应力，在基体钻头体中可发生应力裂缝。由于复合材料的侵蚀加速，这尤其是真实的。
附图说明
以下附图用于说明实施方案的特定方面，并且不应视作排它性实施方案。如本领域中的技术人员以及受益于本公开的人员将了解，所公开的主题能够在形式和功能上存在许多修改、改变、组合和等效形式。
图1为示出根据本公开的传授内容的具有基体钻头体的钻头的一个实例的截面视图，所述基体钻头体具有至少一个连续纤维增强部分。
图2为图1的钻头的等距视图。
图3为示出根据本公开的传授内容的用于在形成基体钻头体中使用的模具组件的一个实例的端视图。
图4为示出根据本公开的传授内容的用于在形成基体钻头体中使用的模具组件的一个实例的截面视图。
图5为示出根据本公开的传授内容的基体钻头的一个实例的截面视图。
图6为示出根据本公开的传授内容的基体钻头的一个实例的截面视图。
图7为示出根据本公开的传授内容的基体钻头的一个实例的截面视图。
图8为示出根据本公开的传授内容的基体钻头的一个实例的截面视图。
图9为示出钻井组件的一个实例的示意图，所述钻井组件适用于结合本公开的基体钻头使用。
具体实施方式
本公开涉及连续纤维增强井下工具、以及制造和使用此类连续纤维增强井下工具的方法。本公开的传授内容可应用于可至少部分地由复合材料形成，并且在与井孔或其他井下装置接触期间经历磨损的任何井下工具。此类工具可包括用于钻井、完井以及从井产生烃的工具。此类工具的实例包括但不限于，切割工具，诸如钻头、铰刀、稳定器和取芯钻头；钻井工具，诸如旋转可转向装置，泥浆电动机；以及井下使用的其他工具，诸如窗口研磨机、打包机、工具接头和其他易磨损工具。
通过举例，本文所描述的若干实施方案更具体地关于具有基体钻头体的钻头，所述基体钻头体具有由带增强颗粒(例如碳化物粉末)的黏结材料连续相与包含在其中的连续纤维(可替代地被称为“连续纤维增强硬复合部分”)形成的至少一个部分。这些是可与包含连续纤维的其他类型的硬复合部分区分的。
如本文所使用的，术语“连续纤维”是指纤维，所述纤维具有大于临界纵横比(Ac)至少15倍的纵横比(长度/直径)，其中Ac＝σf/(2Tc)，σf是所述连续纤维的极限拉伸强度，并且Tc是(1)所述连续纤维与所述黏结材料之间的界面剪切粘合强度、以及(2)所述黏结材料的屈服应力中的较少者。如本文所使用的术语“纤维”包括纤维、晶须、杆、线、八字抗拉试块、带、盘、晶片、薄片、环等和其混合。如本文所使用的，术语“八字抗拉试块”是指类似纤维、晶须或杆的伸长结构，其中结构端部处或附近的截面面积大于其间的截面面积。如本文所使用的，二维结构(例如，带、盘、晶片、薄片或环)的纵横比是指最长维度与厚度的比。
在一些实施方案中，连续纤维可具有截面形状，所述截面形状包括圆形、卵形、多边形(例如，三角形、方形、矩形等)等和其任何混合。
在一些实施方案中，连续纤维可以被布置以便形成三维结构(例如，线圈)。
在一些实施方案中，连续纤维的集合可以被布置以便形成二维或三维结构(例如，定向织物、无定向织物、或网格)。如本文所使用的，术语“定向织物”是指连续纤维的卷绕团块，其中至少90％的连续纤维被定向在彼此的25°内(例如，钢丝棉)，这可以是制造过程、卷绕方法或定向过程(例如，拉伸无定向织物)的结果。如本文所使用的，术语“无定向织物”比定向织物更少定向的连续纤维的卷绕团块。如在本文所使用的，术语“织物”包括定向织物和无定向织物两者。
在不被理论限制的情况下，据信连续纤维至少部分地由于其组合物和纵横比将增强周围复合材料，以便通过井筒工具的连续纤维增强硬复合部分或其部分抵抗裂缝开始和扩展。减轻裂缝开始和扩展可减少在生产期间的边角料率并且增加井筒工具的寿命(一旦使用)。
在一些实施方案中，本文所描述的连续纤维可具有25或更大的纵横比。在其他实施方案中，本文所描述的连续纤维可具有100或更大的纵横比。在一些实施方案中，本文所描述的连续纤维可具有从10、50、100或250的下限到2000、1000、500、250、100、50或25的上限的纵横比，其中连续纤维的纵横比可具有从任何下限到任何上限的范围并且包括其间的任何子集。本领域技术人员将轻易认识到连续纤维可具有此范围之外的纵横比。例如，连续纤维可以是组织在围绕喷嘴流动通道(在图1中示出)的线圈中的一卷线，其中连续纤维直径是50微米并且长度是8000米，这提供160百万的纵横比。
在一些实施方案中，至少在纵横比中相异的两个或更多个连续纤维可在本文所描述的连续纤维增强硬复合部分中使用。
在一些实施方案中，本文所描述的连续纤维可具有范围从1微米、10微米或25微米的下限到3毫米、1毫米、500微米、250微米、100微米或50微米的上限的直径，其中连续纤维的直径可具有从任何下限到任何上限的范围并且包括其间的任何子集。本领域技术人员将认识到相对于在其中实现连续纤维的黏结材料和连续纤维的组合物，连续纤维的长度将取决于连续纤维的直径和连续纤维的邻接纵横比。在一些实施方案中，至少在直径中相异的两个或更多个连续纤维可在本文所描述的连续纤维增强硬复合部分中使用。如本文所使用的，术语“直径”是指连续纤维的最小截面直径。因此，带形连续纤维的直径将是带的厚度。
在一些实施方案中，本文所描述的连续纤维可以是类似带的二维结构，其具有从2、5、10、50、100或250的下限到500、250、100、50或25的上限的宽度与厚度(直径)比，其中连续纤维的直径可具有从任何下限到任何上限的范围并且包括其间的任何子集。在一些实施方案中，至少在厚度与宽度比中相异的两个或更多个连续纤维可在本文所描述的连续纤维增强硬复合部分中使用。
本文所描述的连续纤维可优选具有与黏结材料粘合的组合物，以使得增加量的热应力和机械应力(或负载)可转移到纤维。另外，在裂缝潜在扩展时，与黏结材料粘合的组合物可以不太可能从黏结材料拉出。
附加地，如以下更详细描述的，连续纤维的组合物可优选忍受在形成连续纤维增强硬复合部分时经历的温度和压力，而几乎不与黏结材料融合或氧化。然而，在一些实例中，可改变大气情况(例如，通过减少的压力或气体净化实现的减少的氧含量)来减轻连续纤维的氧化，以便允许可能不适用于在标准大气氧浓度中使用的组合物。
在一些实施方案中，连续纤维的组合物的熔点可大于黏结材料的熔点(例如，大于1000℃)。在一些实施方案中，连续纤维的组合物可具有范围从1000℃、1250℃，1500℃、或2000℃的下限到3800℃、3500℃、3000℃、或2500℃的上限的熔点，其中组合物的熔点可具有从任何下限到任何上限的范围并且包括其间的任何子集。
在一些实施方案中，连续纤维的组合物可具有用于给定大气情况的氧化温度，其可大于黏结材料的熔点(例如，大于1000℃)。在一些实施方案中，连续纤维的组合物可具有范围从1000℃、1250℃，1500℃、或2000℃的下限到3800℃、3500℃、3000℃、或2500℃的上限的用于给定大气情况的氧化温度，其中组合物的氧化温度可具有从任何下限到任何上限的范围并且包括其间的任何子集。
用于结合本文所描述的实施方案使用的连续纤维的组合物的实例可包括但不限于：钨、钼、铌、钽、铼、钛、镉、钢、不锈钢、奧氏体钢、铁素体钢、马氏体钢、沉淀硬化钢、双相不锈钢、铁合金、镍合金、镉合金、碳、高温陶瓷、碳化硅、氮化硅、二氧化硅、氧化铝、二氧化钛、多铝红柱石、氧化锆、氮化硼、碳化钛、氮化钛、氮化硼等和其任何组合。在一些实施方案中，至少在组合物中相异的两个或更多个连续纤维可在本文所描述的连续纤维增强硬复合部分中使用。
在一些实施方案中，本文所描述的连续纤维增强硬复合部分可包括范围从按增强颗粒重量计0.01％、0.05％、0.1％、0.5％、1％、3％、或5％的下限到按增强颗粒重量计30％、20％、或10％的上限的浓度的连续纤维，其中连续纤维的浓度可具有从任何下限到任何上限的范围并且包括其间的任何子集。
适用于结合本文所描述的实施方案使用的黏结材料实例可包括，但不限于：铜、镍、钴、铁、铝、钼、镉、锰、锡、锌、铅、硅、钨、硼、磷，金、银、钯、铟、其任何混合物、其任何合金其、以及其任何组合。黏结材料的非限制性实例可包括：铜-磷、铜-磷-银、铜-锰-磷、铜-镍、铜-锰-镍、铜-锰-锌、铜-锰-镍-锌、铜-镍-铟、铜-锡-锰-镍、铜-锡-锰-镍-铁、金-镍、金-钯-镍、金-铜-镍、银-铜-锌-镍、银-锰、银-铜-锌-镉、银-铜-锡、钴-硅-镉-镍-钨、钴-硅-镉-镍-钨-硼、锰-镍-钴-硼、镍-硅-镉、镍-镉-硅-锰、镍-镉-硅、镍-硅-硼、镍-硅-镉-硼-铁、镍-磷、镍-锰、铜-铝、铜-铝-镍、铜-铝-镍-铁、铜-铝-镍-锌-锡-铁等和其任何组合。可商购获得的黏结材料的实例可包括但不限于，VIRGINTM黏结材料453D(从Belmont Metals,Inc.可获得的铜-锰-镍-锌)；从ATI Firth Sterling可获得的铜-锡-锰-镍和铜-锡-锰-镍-铁等级516、519、523、512、518和520；以及其任何组合。
尽管连续纤维和黏结材料中的一些的组合物可重叠，本领域技术人员将认识到连续纤维的组合物应当被选择以便具有大于连续纤维增强硬复合生产温度的熔点，其处于或高于黏结材料的熔点。
在一些实例中，适用于结合本文所描述的实施方案使用的增强颗粒可包括以下的颗粒：金属、金属合金、金属碳化物、金属氮化物、金刚石、超级合金等、或其任何组合。适用于结合本文所描述的实施方案使用的增强颗粒的实例可包括颗粒，所述颗粒包括但不限于：氮化物、氮化硅、氮化硼、立方氮化硼、金刚石天然、合成金刚石、烧结碳化物、球形碳化物、低合金烧结材料、铸造碳化物、碳化硅、碳化硼、立方碳化硼、碳化钼、碳化钛、碳化钽、碳化铌、碳化镉、碳化钒、碳化铁、碳化钨、粗晶钨碳化、铸造钨碳化、压烧结钨碳化、铸造碳化钨、钢，不锈钢、奥氏体钢、铁素体钢、马氏体钢、沉淀硬化钢、双相不锈钢、陶瓷、铁合金、镍合金、镉合金、合金(从Haynes International可获得的包含镍-镉的合金)、合金(从Special Metals Corporation可获得的包含奥氏体镍-镉的超级合金)、(基于奥氏体镍的超集合金)、合金(从Altemp Alloys,Inc.可获得的包含镍-铬的合金)、合金(从Haynes International可获得的包含镍-镉的超级合金)、合金(从Mega Mex可获得的包含铁-镍的超级合金)、MP98T(从SPS Technologies可获得的镍-铜-镉超级合金)、TMS合金、合金(从C-MGroup可获得的基于镍的超级合金)、N-155合金、其任何混合物、以及其任何组合。在一些实施方案中，增强颗粒可以是涂覆的。通过非限制性实例，增强颗粒可包括涂覆有钛的金刚石。
在一些实施方案中，本文所描述的增强颗粒可具有范围从1微米、10微米、50微米或100微米的下限到3000微米、2000微米、1000微米、800微米、500微米、400微米、或200微米的上限的直径，其中增强颗粒的直径可具有从任何下限到任何上限的范围并且包括其间的任何子集。
通过非限制性实例，图1-8提供在基体钻头中实现本文所描述的连续纤维增强硬复合材料的实例。本领域技术人员将认识到如何将这些传授内容适配到其他井筒工具，包括在此所提及的所有井筒工具或其部分。
图1为示出被形成具有基体钻头体50的基体钻头20的一个实例的截面视图，所述基体钻头体50具有连续纤维增强硬复合部分131，其具有包含在连续黏结相中的连续纤维和增强颗粒。如本文所使用的，术语“基体钻头”包括旋转拖曳钻头、拖曳钻头、固定切割器钻头、以及具有能够合并本公开的传授内容的基体钻头体的任何其他钻头。
针对诸如图1所示的实施方案，基体钻头20可包括金属柄30，其中金属胚料36紧固地附接到其(例如，在焊接位置39处)。金属胚料36延伸到基体钻头体50中。金属柄30具有远离金属胚料36的螺纹连接34。
金属柄30和金属胚料36通常是圆柱形结构，其至少部分地限定彼此流体连通的对应流体腔32。金属胚料36的流体腔32可另外延伸到基体钻头体50中。至少一个流动通道(被示出为两个流动通道42和44)可从流体腔32延伸到基体钻头体50的外部。喷嘴开口54可以在基体钻头体50的外部处限定在流动通道42和44的端部处。
多个压痕或袋58在基体钻头体50的外部处形成，并且成形以便接收对应切割元件(如图2所示)。
关于基体钻头体50中的裂缝扩展，在一些实例中，裂缝可起源在喷嘴开口54处或附近，并且分别在箭头A和B的方向上沿流动通道42和44向上扩展。如本文另外所描述的，破裂的应力(或负载)可转移到连续纤并且减轻裂缝扩展。因此，与裂缝扩展方向不平行的连续纤维提供某种程度的负载转移和裂缝扩展的减轻。在一些实例中，连续纤维(或其部分)基本上垂直于裂缝扩展方向对齐(例如，在垂直的25°内)，以便最大化应力转移和最小化裂缝扩展。
图2为示出根据本公开的传授内容的被形成具有基体钻头体50的基体钻头20的一个实例的等距视图，所述基体钻头体50由连续纤维增强硬复合部分形成。如图所示，基体钻头20包括金属胚料36和金属柄30，如以上参考图1大体描述的。
基体钻头体50包括在基体钻头体50的外部上形成的多个切割器刀片52。切割器刀片52可在在复合基体钻头体50的外部上彼此间隔，以便形成其间的流体流动路径或废物狭槽62。
如图所示，在选择位置处的切割器刀片52中形成的多个袋58接收对应切割元件60(又称切割插件)，其紧固地安装(例如，通过铜焊)在被定向以便在钻井操作期间接合和移除地下地层的邻近部分的位置中。更具体地，切割元件60可在基体钻头20的旋转期间，通过附接的钻柱(未示出)从井筒的底部和侧面刮和挖地层材料。对于一些应用，各种类型的多晶金刚石复合片(PDC)切割器可以被用作切割元件60。具有此类的PDC切割器的基体钻头有时可以被称为“PDC钻头”。
喷嘴56可设置在每个喷嘴开口54处。对于一些应用，喷嘴56可以被描述为或另外特征化为“可互换的”喷嘴。
关于基体钻头体50中的裂缝扩展，在一些实例中，裂缝可由于在钻井期间经历的冲击和转矩在刀片52中从任何方向发展。因为裂缝可起源于所有方向，以无定向结构布置的或在最小定向情况下分散的连续纤维可优选用于增强刀片52。
多种多样的模具可用于形成根据本公开的传授内容的复合基体钻头体和相关联的基体钻头。
图3为示出合并本公开的传授内容的用于在形成基体钻头体中使用的模具组件100的一个实例的端视图。多个模具插件106可以被放置在模具组件100所限定的或另外设置在模具组件100内的腔104内。模具插件106可用于形成基体钻头体的刀片中的相应袋。模具插件106在腔104中的位置与用于在相关联刀片中安装切割元件的期望位置对应。模具插件106可由各种类型的材料形成，诸如但不限于，固结砂和石墨。
图4为图3的模具组件100的截面视图，所述模具组件100可以在形成合并本公开的传授内容的基体钻头体中使用。模具组件100可包括若干部件，诸如模具102、量规环或连接器环110和漏斗120。模具102、量规环110和漏斗120可由石墨或本领域技术人员已知的其他适当材料形成。各种技术可用于制造模具组件100和其部件，包括但不限于，机加工石墨胚料以便产生具有相关联腔104的模具102，其具有所得基体钻头体的期望外部特征的负轮廓或反轮廓。例如，腔104可具有与刀片52和其间形成的废物狭槽62的外部轮廓或配置对应的负轮廓，如图1-图2所示。
各种类型的临时位移材料可安装在模具腔104内，取决于所得基体钻头的期望配置。附加模具插件(未明确地示出)可由各种材料(例如，固结砂和/或石墨)形成，可设置在模具腔104内。此类模具插件可具有对应于基体钻头的期望外部特征(例如，废物狭槽)的配置。
位移材料(例如，固结砂)可在期望位置处安装在模具组件100内，以便形成基体钻头的期望外部特征(例如，流体腔和流动通道)。此类位移材料可具有各种配置。例如，固结砂支腿142和144的定向和配置可以被选择，以便与相关联的流动通道和其相应喷嘴开口的期望位置和配置对应。固结砂支腿142和144可耦接到螺纹接收座(未明确示出)，用于形成将相应喷嘴耦接到其的喷嘴开口的螺纹。
相对大的、大体圆柱形的固结砂芯150可放置在支腿142和144上。芯150以及支腿142和144可以有时被描述成具有“鸟爪”的形状。芯150也可以被称为“杆。”从芯150延伸的支腿142和144的数目将取决于在所得基体钻头体中的流动通道和对应喷嘴开口的期望数目。支腿142和144以及芯150也可由石墨或其他适当材料形成。
在期望位移材料(包括芯150以及支腿142和144)已经安装在模具组件100内之后，增强材料130(即增强颗粒、连续纤维和其组合)可随后放置在模具组件100内或另外引入到模具组件100中。
在一些实施方案中，本文所描述的连续纤维可以是与增强颗粒混合以便形成增强材料130的疏松纤维。然而，在其他实施方案中，增强材料130的部分可包括增强颗粒并且不包括连续纤维，用于形成不是连续纤维增强的硬复合部分。如本文另外所述的，增强材料130的不同组合物可用于实现连续纤维增强钻头体，其具有连续纤维增强硬复合部分和任选地不是续纤维增强的硬复合部分的不同配置。
在一些实施方案中，本文所描述的连续纤维可放置在模具组件100的期望区域或部分中，并且增强材料130可以添加在所放置的连续纤维周围。在一些实施方案中，本文所描述的连续纤维可形成为具体形状，以用于在形成连续纤维增强硬复合材料中使用。例如，连续纤维可以是螺旋形的、网格、或定向织物，并且放置在支腿142和144周围，所述连续纤维如图1所描绘的可以被定向以便减轻分别在箭头A和B的方向上沿流动通道42和44向上的裂缝扩展。在另一个实例中，连续纤维可能以织物的形式，所述织物具有充分的空隙间隔以便允许增强颗粒流动到织物中。在一些实例中，织物可以被制造具有过高的密度，以至于不允许增强颗粒迁移到织物中限定的空洞中。这样，在一些实例中，织物可以机械扩展(例如，拉开)以便增加织物的空洞或空洞空间，并且由此促进增强颗粒进入其中。如本文另外所述的，上述连续纤维的组合可用于实现连续纤维增强钻头体，其具有连续纤维增强硬复合部分和任选地不是连续纤维增强的硬复合部分的不同配置。
在一些实施方案中，振动可用于增加增强材料130的填充系数。在一些实例中，在振动期间，单独连续纤维可朝向平行于地面的定向(例如，水平)移动。此定向在减轻大体垂直方向上的裂缝扩展中可以是有用的(例如，如在箭头A的方向上相对于流动通道42所描述的)。
在充分体积的增强材料130已经添加到模具组件100之后，金属胚料36可随后放置在模具组件100内。金属胚料36优选包括内径37，所述内径37大于砂芯150的外径154。各种夹具(未明确示出)可用于在模具组件100内将金属胚料36定位在期望位置处。随后，增强材料130可以被填充到腔104内的期望水平。
如图所示，黏结材料160可放置在增强材料130、金属胚料36和芯150的顶部上。可替代地，在一些实施方案中，黏结材料160可包括有增强材料130的至少一部分。在一些实施方案中，黏结材料160可覆盖有助焊剂层(未明确示出)。可替代地，设置在漏斗120的顶部上的黏结材料碗(未明确示出)可用于包含黏结材料160，所述黏结材料160在渗透期间将随后向下流动到增强材料130中。
罩盖或盖(未明确示出)可放置在模具组件100上。模具组件100和设置在其中的材料可随后被预热并且随后放置在炉膛中。当炉膛温度达到或任选地超过黏结材料160的熔点时，黏结材料160可液化并且渗透增强材料130。
在为液化的黏结材料160分配的用于渗透增强材料130的预先确定的时间量之后，模具组件100可随后从炉膛移除并且以受控速率冷却。一旦冷却，模具组件100可剖开，以便暴露具有连续纤维增强硬复合部分的基体钻头体。根据众所周知的技术的后续处理和机加工可用于生产具有基体钻头体的基体钻头。
在一些实施方案中，连续纤维增强硬复合部分可如图1-图2所示的在整个基体钻头体上是均匀的。
在一些实施方案中，连续纤维增强硬复合部分可定位在基体钻头体的部分内，其中剩余部分由非连续纤维增强(例如，包括黏结材料和增强颗粒以及不包括连续纤维)的硬复合材料形成。在一些实例中，定位可提供针对裂缝开始和扩展的减轻，同时最小化可能与一些连续纤维相关联的附加成本。另外，在一些实例中，在钻头体中包括连续纤维可能因为增强颗粒的低浓度减少钻头体的侵蚀属性。因此，在一些实例中，将连续纤维定位到基体钻头体的仅一部分可减轻任何与纤维使用相关联的侵蚀特性的任何减少。
例如，图5为示出根据本公开的传授内容的被形成具有基体钻头体50的基体钻头20的一个实例的截面视图，所述基体钻头体50具有不是连续纤维增强的硬复合部分132和一个或多个连续纤维增强硬复合部分131(示出两个)。连续纤维增强硬复合部分131被示出定位接近喷嘴开口54和顶点64(基体钻头体的通常具有增加的开裂倾向的两个区域)。如本文所使用的，术语“顶点”是指基体钻头体的外部表面的在钻井期间接合地层的中央部分。通常，基体钻头的顶点被定位在或接近刀片52(图2)在基体钻头体的外部表面上相遇的地方，其在钻井期间接合地层。
在一些实施方案中，连续纤维增强硬复合部分131可由包括增强颗粒和疏松连续纤维的增强材料形成。在一些实施方案中，连续纤维增强硬复合部分131可通过将连续纤维的织物放置在图4的支腿142和144以及图4的模具组件100的顶点部分附近来形成。在一些实施方案中，上述的组合可通过以下来形成：将织物或其他成形的连续纤维放置在图4的模具组件100中，并且随后接近所述织物或其他成形的连续纤维将包括疏松连续纤维的增强材料添加在图4的模具组件100内。
在另一个实例中，图6为示出根据本公开的传授内容的被形成具有基体钻头体50的基体钻头20的一个实例的截面视图，所述基体钻头体50具有不是连续纤维增强的硬复合部分132和连续纤维增强硬复合部分131。连续纤维增强硬复合部分131被示出定位接近喷嘴开口54和袋58。类似于图5，连续纤维增强硬复合部分131可由与增强颗粒、织物或其他布置的连续纤维或其组合混合的疏松连续纤维形成。
在一些实施方案中，连续纤维可通过连续纤维增强硬复合部分131在浓度、纤维类型、或两者上改变。类似于定位，在一些实例中，改变连续纤维的浓度、组合物或两者可用于减轻裂缝开始和扩展，同时最小化可能与一些连续纤维相关联的附加成本。附加地，改变基体钻头体50内的连续纤维的浓度、组合物或两者可用于减轻与纤维使用相关联的侵蚀特性的任何减少。
例如，图7为示出根据本公开的传授内容的被形成具有基体钻头体50的基体钻头20的一个实例的截面视图，所述基体钻头体50具有连续纤维增强硬复合部分131。连续纤维的浓度从基体钻头体50的顶点向柄减少或逐渐减少(如由基体钻头体50中的点画的程度或浓度示出)。如图所示，连续纤维增强硬复合部分131的最高浓度是邻近喷嘴开口54和袋58，并且其较低浓度是邻近金属胚料36。
在一些实例中，连续纤维增强硬复合部分中的连续纤维的浓度改变可以是逐渐的。在一些实例中，浓度改变可以是更明显的并且类似分层或定位。例如，图8为示出根据本公开的传授内容的被形成具有基体钻头体50的基体钻头20的一个实例的截面视图，所述基体钻头体50具有不是连续纤维增强的硬复合部分132和连续纤维增强硬复合部分131。在层131a、131b和131c中的连续纤维增强硬复合部分131被示出定位接近喷嘴开口54和袋58。具有最高浓度的连续纤维的层131a被示出定位接近喷嘴开口54和袋58。具有最低浓度的连续纤维的层131c被示出定位接近不是连续纤维增强的硬复合部分132。具有中间浓度的连续纤维的层131b被示出设置在层131a与131c之间。
可替代地，层131a、131b和131c的连续纤维增强硬复合部分可随着连续纤维类型而不是浓度改变或除浓度改变之外变化。
本领域技术人员将认识到不是连续纤维增强的硬复合部分和连续纤维增强硬复合部分的将适用于产生基体钻头体的各种配置和位置(包括连续纤维的变化浓度和/或组合物，其有时被称为功能上分级)、以及使裂缝开始和扩展的倾向减少的合成基体钻头。
另外，本领域技术人员将认识到为了形成根据图5-8中的以上实例和本公开范围内的其他配置的基体钻头体，对图4的增强材料130的组合物的修改。
图9为示出钻井组件200的一个实例的示意图，所述钻井组件200适用于结合本公开的基体钻头使用。应注意，尽管图9大体上示出陆上钻井组件，但是本领域的技术人员将容易认识到，在不脱离本公开的范围的情况下，本文描述的原理同等地适用于水下钻井操作，所述水下钻井操作采用浮动或海上平台和钻机。
钻井组件200包括耦接到钻柱204的钻井平台202。钻柱204可包括但不限于钻杆和连续油管，如本领域的技术人员通常已知的。根据本文所描述的实施方案的基体钻头206附接到钻柱204的远侧端部，并且由井下电机和/或通过钻柱204的旋转从井表面驱动。当钻头206旋转时，所述钻头206产生穿透各种地下地层210的井筒208。钻井组件200还包括泵212，所述泵212使钻井流体循环通过钻柱(如流动箭头C所示的)和其他管道214。
本领域技术人员将认识到用于结合钻井组件200使用的其他设备，其可包括但不限于储料坑、搅拌器、摇动器(例如，泥浆摇动器)、离心机、水力旋流器、分离器(包括磁分离器和电分离器)、除泥器、除砂器、过滤器(例如，矽藻土过滤器)、热交换器和任何流体回收设备。另外，钻井组件可包括一个或多个传感器、量规、泵、压缩机等。
在一些实施方案中，本文所描述的连续纤维增强硬复合材料可在其他井筒工具或其部分以及与其相关的系统中实现。本文所描述的连续纤维增强硬复合材料可在其至少一部分中实现的井筒工具实例可包括但不限于，铰刀、取芯钻头、旋转锥钻头、定中心器、结合地层评估(例如，结合测井工具)使用的垫片、打包机等。在一些实例中，本文所描述的连续纤维增强硬复合材料可在其中实现的井筒工具部分可包括但不限于，耐磨垫片、镶嵌区段、切割器、流体端口(例如，本文所描述的喷嘴开口)、在井筒工具内的会聚点(例如，本文所描述的顶点)等、以及其任何组合。
一些实施方案可包含在钻井操作中实现本文所描述的基体钻头。例如，一些实施方案可另外包括通过基体钻头钻探井筒的部分。
本文所公开的实施方案包括实施方案A、实施方案B和实施方案C。
实施方案A：一种井筒工具，其至少部分地由包括黏结材料连续相的连续纤维增强硬复合部分形成，所述黏结材料连续相具有包含在其中的增强颗粒和连续纤维，其中所述连续纤维具有大于临界纵横比(Ac)至少15倍的纵横比，其中Ac＝σf/(2Tc)，σf是所述连续纤维的极限拉伸强度，并且Tc是(1)所述连续纤维与所述黏结材料之间的界面剪切粘合强度、以及(2)所述黏结材料的屈服应力中的较低者。
实施方案B：一种钻头，其包括基体钻头体；和耦接到所述基体钻头体的外部的多个切割元件，其中所述基体钻头体具有包括黏结材料连续相的连续纤维增强硬复合部分，所述黏结材料连续相具有包含在其中的增强颗粒和连续纤维，其中所述连续纤维具有大于临界纵横比(Ac)至少15倍的纵横比，其中Ac＝σf/(2Tc)，σf是所述连续纤维的极限拉伸强度，并且Tc是(1)所述连续纤维与所述黏结材料之间的界面剪切粘合强度、以及(2)所述黏结材料的屈服应力中的较低者，其中所述连续纤维中的至少一些具有1微米至3毫米的直径，并且其中所述增强颗粒中的至少一些具有1微米至3000微米的直径。
实施方案C：一种钻井组件，其包括：钻柱，其可从钻井平台延伸并且延伸到井筒中；钻头，其附接到所述钻柱的端部，并且包括基体钻头体和耦接到所述基体钻头体的外部的多个切割元件，其中所述基体钻头体具有包括黏结材料连续相的连续纤维增强硬复合部分，所述黏结材料连续相具有包含在其中的增强颗粒和连续纤维，并且其中所述连续纤维具有大于临界纵横比(Ac)至少15倍的纵横比，其中Ac＝σf/(2Tc)，σf是所述连续纤维的极限拉伸强度，并且Tc是(1)所述连续纤维与所述黏结材料之间的界面剪切粘合强度、以及(2)所述黏结材料的屈服应力中的较低者；以及泵，其流体连接到所述钻柱，并且被配置来使钻井流体循环到所述钻头以及通过所述井筒。
示例性附加要素可包括以任何适当组合的以下各项：要素1：其中所述连续纤维中的至少一些被布置成定向织物；要素2：其中所述连续纤维中的至少一些被布置成无定向织物；要素3：其中所述井筒工具是钻头，所述钻头包括：基体钻头体，其包括所述连续纤维增强硬复合部分；以及多个切割元件，其耦接到所述基体钻头体的外部；要素4：要素3，其中所述基体钻头体还包括硬复合部分，所述硬复合部分包括所述黏结材料和所述增强颗粒但省略所述连续纤维；要素5：要素4，其中所述井筒工具还包括：流体腔，其限定在所述基体钻头体内；至少一个流体流动通道，其从所述流体腔延伸到所述基体钻头体的所述外部；以及至少一个喷嘴开口，其限定在所述至少一个流体流动通道接近所述基体钻头体的所述外部的端部处，其中所述连续纤维增强硬复合部分被定位接近所述至少一个喷嘴开口；要素6：要素5，其中所述井筒工具还包括：多个切割器刀片，其在所述基体钻头体的所述外部上形成；以及多个袋，其在所述多个切割器刀片中形成，其中所述连续纤维增强硬复合部分被定位接近所述至少一个喷嘴开口和所述多个袋；要素7：要素4，其中所述连续纤维增强硬复合部分被定位在所述基体钻头体的顶点处；要素8：要素7，其中所述连续纤维中的至少一些被布置在定向织物中；要素9：其中所述连续纤维中的至少一些具有25或更大的纵横比；要素10：其中所述连续纤维中的至少一些具有1微米至3毫米的直径；要素11：其中所述连续纤维中的至少一些具有组合物，所述组合物包括选自由以下组成的组中的至少一者：钨、钼、铌、钽、铼、钛、镉、钢、不锈钢、奧氏体钢、铁素体钢、马氏体钢、沉淀硬化钢、双相不锈钢、铁合金、镍合金、镉合金、碳、高温陶瓷、碳化硅、氮化硅、二氧化硅、氧化铝、二氧化钛、多铝红柱石、氧化锆、氮化硼、碳化钛、氮化钛、氮化硼和其任何组合；要素12：其中所述增强颗粒中的至少一些具有1微米至3000微米的直径；以及要素13：其中所述井筒工具是以下中的一者：铰刀、取芯钻头、旋转锥钻头、定中心器、垫片、或打包器。
通过非限制性实例，适用于实施方案A的示例性组合包括：要素1与要素2结合；要素9-12中的至少一个与要素1、要素2或两者结合；要素9-12中的至少两个结合；要素3、4、5、6、7、8或13中的一个与上述中的任何结合；要素5与要素1结合；要素5与要素7结合等。
通过非限制性实例，适用于实施方案B和C的示例性组合包括：要素1与要素2结合；要素9-12中的至少一个与要素1、要素2或两者结合；要素9-12中的至少两个结合；要素3、4、5、6、7或8中的一个与上述中的任何结合；要素5与要素1结合；要素5与要素7结合等。
本文呈现本文所述的并入本发明实施方案的一个或多个说明性实施方案。为了清楚起见，在此申请中没有描述或示出物理实施方式的所有特征。应理解在并入本发明的实施方案的物理实施方式的开发中，必须做出众多的实施方式特定的决定以便获得开发者的目标，如服从系统相关的、商务相关的、政府相关的和其他约束，所述约束通过实施方式改变并时常改变。尽管开发者的努力可能为费时的，然而此类努力将是为本领域和受益于本公开的那些普通技术人员承担的常规。
因此，本发明非常适于达到所提到的目标和优势以及本文固有的那些目标和优势。上文所公开的具体实施方案仅仅是说明性的，因为本发明可以以对受益于本文教示的本领域技术人员来说显而易见的不同但等效的方式进行修改和实践。此外，并不意图对本文示出的构造或设计的细节进行限制，除非所附权利要求书中另有描述。因此明显以上公开的特定说明性实施方案可改变、组合或修改并且所有这些变化形式被认为在本发明的范围和精神内。本文说明性公开的本发明可以在缺少本文未特定公开的任何元件和/或本文公开的任何选择性元件的情况下实践。虽然组合物和方法在“包括”、“含有”或“包括”各种组分或步骤方面来描述，但是组合物和方法还可“基本上由各种组分和步骤组成”或“由各种组分和步骤组成”。上文所公开的所有数字和范围可变化某一量。每当公开具有下限和上限的数字范围时，就明确公开了落在范围内的任何数字和任何包括的范围。具体地说，本文公开的值的每个范围(形式为“从a至b”，“从约a至约b”，或等效地“从大致a至b”，或等效地“从大致a-b”)应理解为阐述涵盖在值的较宽范围内的每个数字和范围。另外，除非专利权人另外明确并清楚地定义，否则权利要求书中的术语具有其平常、普通的含义。此外，如权利要求书中所用的不定冠词“一个/种(a/an)”在本文中定义为意指引入的一个或一个以上的要素。如果本说明书和可以引用方式并入本文的一个或多个专利或其它文件中存在词语或术语用法的任何矛盾，那么应采用与本说明书一致的定义。

Claims (18)

1.一种井筒工具，其至少部分地由包括黏结材料连续相的连续纤维增强硬复合部分形成，所述黏结材料连续相具有包含在其中的增强颗粒和连续纤维，其中所述连续纤维具有大于临界纵横比(Ac)至少15倍的纵横比，其中Ac＝σf/(2tc)，σf是所述连续纤维的极限拉伸强度，并且tc是(1)所述连续纤维与所述黏结材料之间的界面剪切粘合强度、以及(2)所述黏结材料的屈服应力中的较低者，其中所述连续纤维中的至少一些被设置为具有空隙间隔的定向织物，以便允许所述增强颗粒的迁移，其中所述定向织物是连续纤维的卷绕团块，其中卷绕团块中的连续纤维的至少90％被定向在彼此的25°内。
2.如权利要求1所述的井筒工具，其中所述连续纤维中的其他部分被布置成无定向织物。
3.如权利要求1所述的井筒工具，其中所述井筒工具是钻头，所述钻头包括：
基体钻头体，其包括所述连续纤维增强硬复合部分；以及
多个切割元件，其耦接到所述基体钻头体的外部。
4.如权利要求3所述的井筒工具，其中所述基体钻头体还包括硬复合部分，所述硬复合部分包括所述黏结材料和所述增强颗粒但省略所述连续纤维。
5.如权利要求4所述的井筒工具，其还包括：
流体腔，其限定在所述基体钻头体内；
至少一个流体流动通道，其从所述流体腔延伸到所述基体钻头体的所述外部；以及
至少一个喷嘴开口，其限定在所述至少一个流体流动通道接近所述基体钻头体的所述外部的端部处，其中所述连续纤维增强硬复合部分被定位接近所述至少一个喷嘴开口。
6.如权利要求5所述的井筒工具，其还包括：
多个切割器刀片，其在所述基体钻头体的所述外部上形成；以及
多个袋，其在所述多个切割器刀片中形成，其中所述连续纤维增强硬复合部分被定位接近所述至少一个喷嘴开口和所述多个袋。
7.如权利要求4所述的井筒工具，其中所述连续纤维增强硬复合部分被定位在所述基体钻头体的顶点处。
8.如权利要求7所述的井筒工具，其中所述连续纤维被布置在定向织物中。
9.如权利要求1所述的井筒工具，其中所述连续纤维中的至少一些具有25或更大的纵横比。
10.如权利要求1所述的井筒工具，其中所述连续纤维中的至少一些具有1微米至3毫米的直径。
11.如权利要求1所述的井筒工具，其中所述连续纤维中的至少一些具有组合物，所述组合物包括选自由以下组成的组中的至少一者：钨、钼、铌、钽、铼、钛、镉、钢、不锈钢、奧氏体钢、铁素体钢、马氏体钢、沉淀硬化钢、双相不锈钢、铁合金、镍合金、镉合金、碳、高温陶瓷、碳化硅、氮化硅、二氧化硅、氧化铝、二氧化钛、多铝红柱石、氧化锆、氮化硼、碳化钛、氮化钛、氮化硼和其任何组合。
12.如权利要求1所述的井筒工具，其中所述增强颗粒中的至少一些具有1微米至3000微米的直径。
13.如权利要求1所述的井筒工具，其中所述井筒工具是以下中的一者：铰刀、取芯钻头、旋转锥钻头、定中心器、垫片、或打包器。
14.一种钻头，其包括：
基体钻头体；以及
多个切割元件，其耦接到所述基体钻头体的外部，
其中所述基体钻头体具有包括黏结材料连续相的连续纤维增强硬复合部分，所述黏结材料连续相具有包含在其中的增强颗粒和连续纤维，其中所述连续纤维具有大于临界纵横比(Ac)至少15倍的纵横比，其中Ac＝σf/(2tc)，σf是所述连续纤维的极限拉伸强度，并且tc是(1)所述连续纤维与所述黏结材料之间的界面剪切粘合强度、以及(2)所述黏结材料的屈服应力中的较低者，其中所述连续纤维中的至少一些被设置为具有空隙间隔的定向织物，以便允许所述增强颗粒的迁移，其中所述定向织物是连续纤维的卷绕团块，其中卷绕团块中的连续纤维的至少90％被定向在彼此的25°内，
其中所述连续纤维中的至少一些具有1微米至3毫米的直径，并且
其中所述增强颗粒中的至少一些具有1微米至3000微米的直径。
15.如权利要求14所述的钻头，其中所述基体钻头体还包括硬复合部分，所述硬复合部分包括所述黏结材料和所述增强颗粒但省略所述连续纤维。
16.如权利要求15所述的钻头，其还包括：
流体腔，其限定在所述基体钻头体内；
至少一个流体流动通道，其从所述流体腔延伸到所述基体钻头体的所述外部；以及
至少一个喷嘴开口，其由所述至少一个流体流动通道接近所述基体钻头体的所述外部的端部限定，其中所述连续纤维增强硬复合部分被定位接近所述至少一个喷嘴开口。
17.如权利要求16所述的钻头，其还包括：
多个切割器刀片，其在所述基体钻头体的所述外部上形成，所述多个切割元件布置在所述多个切割器刀片上；以及
多个袋，其在所述多个切割器刀片中形成，其中所述连续纤维增强硬复合部分被定位接近所述至少一个喷嘴开口和所述多个袋。
18.一种钻井组件，其包括：
钻柱，其能从钻井平台延伸并且延伸到井筒中；
钻头，其附接到所述钻柱的端部，并且包括基体钻头体和耦接到所述基体钻头体的外部的多个切割元件，其中所述基体钻头体具有包括黏结材料连续相的连续纤维增强硬复合部分，所述黏结材料连续相具有包含在其中的增强颗粒和连续纤维，并且其中所述连续纤维具有大于临界纵横比(Ac)至少15倍的纵横比，其中Ac＝σf/(2tc)，σf是所述连续纤维的极限拉伸强度，并且tc是(1)所述连续纤维与所述黏结材料之间的界面剪切粘合强度、以及(2)所述黏结材料的屈服应力中的较低者，其中所述连续纤维中的至少一些被设置为具有空隙间隔的定向织物，以便允许所述增强颗粒的迁移，其中所述定向织物是连续纤维的卷绕团块，其中卷绕团块中的连续纤维的至少90％被定向在彼此的25°内；以及
泵，其流体连接到所述钻柱，并且被配置来使钻井流体循环到所述钻头以及通过所述井筒。
CN201480079068.1A 2014-07-03 2014-07-03 用于井下使用的连续纤维增强工具 Expired - Fee Related CN106460466B (zh)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2014/045352 WO2016003464A1 (en) 2014-07-03 2014-07-03 Continuous fiber-reinforced tools for downhole use

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN106460466A CN106460466A (zh) 2017-02-22
CN106460466B true CN106460466B (zh) 2019-01-15

Family

ID=55019806

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201480079068.1A Expired - Fee Related CN106460466B (zh) 2014-07-03 2014-07-03 用于井下使用的连续纤维增强工具

Country Status (5)

Country Link
US (1) US10060191B2 (zh)
CN (1) CN106460466B (zh)
CA (1) CA2949059C (zh)
GB (1) GB2547499A (zh)
WO (1) WO2016003464A1 (zh)

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2016003464A1 (en) 2014-07-03 2016-01-07 Halliburton Energy Services, Inc. Continuous fiber-reinforced tools for downhole use
CN107109902A (zh) * 2015-03-05 2017-08-29 哈里伯顿能源服务公司 钻井工具中的局部化粘结剂形成
EP3249150B1 (en) * 2016-05-23 2019-10-09 VAREL EUROPE (Société par Actions Simplifiée) Fixed cutter drill bit having core receptacle with concave core cutter
GB2596683B (en) 2019-06-20 2023-01-04 Halliburton Energy Services Inc Bias fabric reinforced ELH element material for improved anchoring

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4548280A (en) * 1984-02-15 1985-10-22 Reed Rock Bit Company Drill bit having a failure indicator
WO1999008033A1 (en) * 1996-01-30 1999-02-18 Exxon Research And Engineering Company High weeping strength polymer-glass ribbon composite laminates for fluid containment
US20080128170A1 (en) * 2006-11-30 2008-06-05 Drivdahl Kristian S Fiber-Containing Diamond-Impregnated Cutting Tools
US20080209818A1 (en) * 2006-11-14 2008-09-04 Smith International, Inc. Polycrystalline composites reinforced with elongated nanostructures
US20100263935A1 (en) * 2005-11-10 2010-10-21 Baker Hughes Incorporated Earth boring rotary drill bits and methods of manufacturing earth boring rotary drill bits having particle matrix composite bit bodies
US20130000982A1 (en) * 2010-06-25 2013-01-03 Olsen Garrett T Erosion Resistant Hard Composite Materials

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3895162A (en) * 1973-02-16 1975-07-15 Summa Corp Composite metal fiber wool resin product and method
US20100155148A1 (en) 2008-12-22 2010-06-24 Baker Hughes Incorporated Earth-Boring Particle-Matrix Rotary Drill Bit and Method of Making the Same
WO2016003464A1 (en) 2014-07-03 2016-01-07 Halliburton Energy Services, Inc. Continuous fiber-reinforced tools for downhole use

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4548280A (en) * 1984-02-15 1985-10-22 Reed Rock Bit Company Drill bit having a failure indicator
WO1999008033A1 (en) * 1996-01-30 1999-02-18 Exxon Research And Engineering Company High weeping strength polymer-glass ribbon composite laminates for fluid containment
US20100263935A1 (en) * 2005-11-10 2010-10-21 Baker Hughes Incorporated Earth boring rotary drill bits and methods of manufacturing earth boring rotary drill bits having particle matrix composite bit bodies
US20080209818A1 (en) * 2006-11-14 2008-09-04 Smith International, Inc. Polycrystalline composites reinforced with elongated nanostructures
US20080128170A1 (en) * 2006-11-30 2008-06-05 Drivdahl Kristian S Fiber-Containing Diamond-Impregnated Cutting Tools
US20090078469A1 (en) * 2006-11-30 2009-03-26 Longyear Tm, Inc. Methods of forming and using fiber-containing diamond-impregnated cutting tools
US20130000982A1 (en) * 2010-06-25 2013-01-03 Olsen Garrett T Erosion Resistant Hard Composite Materials

Also Published As

Publication number Publication date
GB2547499A (en) 2017-08-23
WO2016003464A1 (en) 2016-01-07
US10060191B2 (en) 2018-08-28
US20160281438A1 (en) 2016-09-29
CA2949059C (en) 2019-08-20
CN106460466A (zh) 2017-02-22
CA2949059A1 (en) 2016-01-07
GB201617735D0 (en) 2016-12-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10208366B2 (en) Metal-matrix composites reinforced with a refractory metal
CN106460466B (zh) 用于井下使用的连续纤维增强工具
CN105705722B (zh) 井下使用的纤维增强工具
US10145179B2 (en) Fiber-reinforced tools for downhole use
CA2934195C (en) Precipitation hardened matrix drill bit
US10655399B2 (en) Magnetic positioning of reinforcing particles when forming metal matrix composites
US10774402B2 (en) Reinforcement material blends with a small particle metallic component for metal-matrix composites
US20170234076A1 (en) Mechanical-Interlocking Reinforcing Particles for Use in Metal Matrix Composite Tools
US11358220B2 (en) Segregation mitigation when producing metal-matrix composites reinforced with a filler metal
US11766719B2 (en) Variable density downhole devices
CN107407132A (zh) 用于渗透金属基复合材料钻头中的芯轴的替代材料
US10378287B2 (en) Methods of removing shoulder powder from fixed cutter bits

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
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20190115

Termination date: 20200703