CN110192000A - 钻头 - Google Patents

钻头 Download PDF

Info

Publication number
CN110192000A
CN110192000A CN201780084028.XA CN201780084028A CN110192000A CN 110192000 A CN110192000 A CN 110192000A CN 201780084028 A CN201780084028 A CN 201780084028A CN 110192000 A CN110192000 A CN 110192000A
Authority
CN
China
Prior art keywords
pressure head
kpi
drill bit
value
square millimeters
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.)
Pending
Application number
CN201780084028.XA
Other languages
English (en)
Inventor
J·科索维奇
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.)
Mincon International Ltd
Original Assignee
Mincon International Ltd
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 Mincon International Ltd filed Critical Mincon International Ltd
Publication of CN110192000A publication Critical patent/CN110192000A/zh
Pending legal-status Critical Current

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
    • E21B10/56—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
    • E21B10/36—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

Abstract

一种多压头钻头，其包括布置在钻头面的钻探表面上的多个压头，总压头面积与钻头面面积的比率由参数KPI1(以百分比表示)限定；平均单个压头面积与所述钻头面面积的比率由参数KPI2(以百分比表示)限定，并且其中KPI1与KPI2之间的关系由等式限定。

Description

钻头
技术领域
本发明涉及冲击钻钻头，并且更具体地涉及钻头上的多个压头的尺寸、数目放置和间距。
背景技术
现代冲击钻钻头使用球形或(或多或少)锥形压头(也称为“按钮”)来从岩体中移除碎屑(图1)。当钻探时，当用基本上穿透岩体的足够的力加载压头并且随后卸载所述力时，在压头的作用下的岩石中产生裂缝网络。当这些裂缝与岩体的自由表面相交时，岩石碎屑被释放出来。从钻探生产率的角度来看，在释放的碎屑体积/施加的功的比率尽可能高的情况下能够最有效地利用每个加载循环的施加的功(即，力x穿透距离)。如果出于任何原因，由压头产生的裂缝网络不与岩石表面相交，那么它不会释放岩石碎屑，并且实际上，浪费了施加到压头上的大部分功。
由单个压头释放的碎屑体积为施加到压头的功、压头的直径和形状以及被钻探的岩石的性质的函数。更小直径的压头需要更少的施加的功来将岩石穿透到给定距离，“更尖锐”(即，更具锥形)的压头也是如此。因此，一般而言，对于给定的岩石强度，更小、更尖锐的压头将产生比更大、更“钝”压头更好的碎屑体积/施加的功的比率(即，更有效)。
当两个(或更多个)压头相互紧靠放置并同时被加载和卸载时，每个压头产生的裂缝网络可能会合并(图2)。在这种情况下，来自单个压头的裂缝将组合成(其不然可能不能释放岩石碎屑)使得释放的碎屑比单独操作的压头将释放的碎屑的体积更大。因此，这种效果可以更有效地利用应用于施加到压头的功。释放的总体积(通过局部裂缝和压头间裂缝的组合)是上述所有变量的函数，并且也是压头间距的函数。间距太窄将不能提供裂缝的最佳聚结，而太宽的间距可能根本不会导致任何聚结。也就是说，如果压头间距太大，则相对于单独操作的压头，碎屑的释放体积不会增加(图2d)。因此，优化钻头上的压头之间的间距将提供相对于间距未被优化的对应钻头的改进的钻探性能。一般而言，压头的最佳间距将随着岩石强度的增加而减小，并且随着每个加载循环的施加的功变高而增大。因此，在岩石强度增加的情况下，如果可以适当地增加施加的功，则最佳压头间距将保持相对恒定。
现在，在冲击钻探中，通过移动的“冲击活塞”与钻头的碰撞产生施加的功(其导致压头穿透)。该功的大小是冲击活塞的质量和碰撞速度的函数。质量越大以及速度越高，施加的功越高。然而，实际上，每个循环可用的功的量受到冲击活塞和钻头本身两者的机械强度的限制。更大的冲击机构可以施加更多的功，但对于可施加到钻头的整体功水平存在实际限制，因此，平均而言，对每个压头的可用功的量也存在限制。因此，在岩石强度增加的情况下，可能无法充分调整施加的功，并且最佳压头间距可能随后减小。因此，为了有效地钻探这种高强度岩石类型，需要将钻头设计改变到压头间距减小的设计。对于给定尺寸的钻头，这意味着具有更多压头的钻头。
现在，在钻头设计变为具有更多压头的钻头设计的情况下，平均施加的功/压头下降。这进一步减小了最佳间距，从而再次需要更多的压头。实际上，鉴于这种“正反馈回路”，通过只改变压头数目可能无法达到最佳压头间距。在这些情况下，最可能只能通过还改变压头尺寸和/或形状来达到最佳间距。最需要的是具有更小和/或更尖锐的压头的钻头设计。
存在另一个实际考虑因素：在压头数目较少的钻头和/或压头尺寸相对于钻头尺寸较小的钻头中，压头在使用期间将会受到更多的磨损，因此将不会长时间保持其形状(即，它们将趋于更快地变钝)。这将改变使用期间的最佳间距。这种磨损寿命考虑倾向于将目前的钻头设计导向更大的压头，这增加了最佳压头间距并且还降低了钻探效率。然而，磨损寿命“问题”同样可以通过增加压头的数目以增加由压头占据的钻头面的比例来解决。在现有的钻头设计中，这在很大程度上被忽视了。
因此，对于每种岩石类型和最大的可用施加(冲击)功，确定具有可接受的磨损寿命的最有效的钻头设计成为涉及压头尺寸、形状和数目的变量的复杂的多维问题。研究已经表明，与目前的钻头设计相比，最常见的最佳解决方案是使用的压头的尺寸减小，而压头数目增加。此外，在液压(与气动相对)钻探系统中，可用的施加的功不受钻头面中的排气孔和排气通道的尺寸和数目的影响。因此，对于液压动力钻探系统，能够重新调整钻头面的排气孔和排气通道的尺寸或从钻头面完全移除一些排气孔和排气通道，并用另外的钻头压头替换它们。这也允许钻头面上的压头间距更加一致。
当今常用的钻头设计往往没有得到优化，特别是对于液压动力钻探系统，并且由实验数据支持的计算已经表明，在钻头相对于岩石状况以及它所适配到的冲击机构经过优化的情况下，可以实现性能和磨损寿命的显著改善。大多数情况下，这种优化涉及使用更大数目的更小压头并且通过重新调整冲洗孔和通道的大小或移除冲洗孔和通道来(尽可能地)标准化它们的间距。
发明内容
本发明提供一种多压头钻头，所述多压头钻头包括布置在钻头面的钻探表面上的多个压头，总压头面积与钻头面面积的比率由参数KPI1(以百分比表示)限定；平均单个压头面积与所述钻头面面积的比率由参数KPI2(以百分比表示)限定，并且其中KPI1与KPI2之间的关系由以下等式限定：
KPI2<＝1.353x 10-6(KPI1)5-1.527x 10-4(KPI1)4+6.586x 10-3(KPI1)3-1.301x 10-1(KPI1)2+1.185(KPI1)-3.960。
与具有较低KPI1值的钻头相比，具有较高KPI1值的钻头将倾向于表现出更长的磨损寿命。与具有较高KPI2值的钻头相比，具有较低KPI2值的钻头将倾向于表现出更好的性能和效率。KPI1和KPI2值之间的上述关系是有利的，因为与总压头面积与钻头面面积的比率同平均单个压头面积与钻头面面积的比率的交叉点落在由上述等式限定的曲线上方的钻头相比，所述交叉点落在所述曲线上或所述曲线下方的钻头表现出改进的磨损寿命和更好的性能(即，更快的钻探)。如果KPI值在曲线上方，则钻探性能很可能未被优化。
每个压头的平均钻头面面积由参数KPI3限定，KPI3的值在约90平方毫米/压头与5000平方毫米/压头之间。
KPI3可以具有约90平方毫米/压头与250平方毫米/压头之间的值。
KPI3可以具有约120平方毫米/压头与500平方毫米/压头之间的值。
KPI3可以具有约130平方毫米/压头与1100平方毫米/压头之间的值。
KPI3可以具有约140平方毫米/压头与1400平方毫米/压头之间的值。
KPI3可以具有约160平方毫米/压头与1700平方毫米/压头之间的值。
KPI3可以具有约180平方毫米/压头与2000平方毫米/压头之间的值。
KPI3可以具有约200平方毫米/压头与2300平方毫米/压头之间的值。
KPI3可以具有约250平方毫米/压头与2600平方毫米/压头之间的值。
KPI3可以具有约300平方毫米/压头与2900平方毫米/压头之间的值。
KPI3可以具有约400平方毫米/压头与3400平方毫米/压头之间的值。
KPI3可以具有约800平方毫米/压头与4000平方毫米/压头之间的值。
KPI3可以具有约1000平方毫米/压头与5000平方毫米/压头之间的值。
与具有较高KPI3值的钻头相比，具有较低KPI3值的钻头将通常表现出改进的性能和更长的磨损寿命。然而，适当的KPI3值取决于钻头所装配到的冲击机构和待钻探的岩石类型。对于给定的岩石类型，更大的冲击机构在每个加载循环中施加更高量的功，因此具有更高的KPI3最佳值。上述范围是有利的，因为与KPI3值位于这些范围之外的钻头相比，提供KPI3值位于指定范围内的钻头(取决于冲击机构的尺寸)提供增加的磨损寿命和更好的性能。
多压头钻头可以用于潜孔锤。此外，多压头钻头可以用于液压潜孔锤。
本发明的另一实施例提供了一种制造多压头钻头的方法，所述方法包括：
-限定钻头面面积；
-限定钻头压头的数目；
-限定钻头压头的尺寸；
使得总压头面积与钻头面面积的比率提供值KPI1；平均单个压头面积与钻头面面积的比率提供值KPI2；并且KPI1与KPI2(均以％计)之间的关系由以下等式限定：
KPI2<＝1.353x 10-6(KPI1)5-1.527x 10-4(KPI1)4+6.586x 10-3(KPI1)3-1.301x 10-1(KPI1)2+1.185(KPI1)-3.960。
附图说明
图1是钻入岩石中的钻头压头的示意图[1]；
图2示出钻头压头间距和相关联的断裂聚结的多个示例[2]；
图3示出具有40个11mm直径压头的165mm钻头；
图4示出具有9个19mm直径压头和12个16mm直径压头的165mm钻头；
图5示出具有57个11mm直径压头的165mm钻头；并且
图6示出针对一系列值，KPI2((平均)单个压头面积与钻头面面积的比率)相对于KPI1(总压头面积与钻头面面积的比率)的曲线图。
具体实施方式
在设计给定钻头时，许多设计选项是可用的。参数包括钻头面的总面积、压头的数目、压头的尺寸以及压头相对于相邻压头的间距。改变这些参数中的每一个将影响钻头的功能并且将影响钻头的钻探效率。在研究这些参数及其影响时，已经建立了钻头特征之间的多个关键性能指标或KPI，其允许研究钻头的性能以相对于已知钻头提高性能。钻头是基于最佳KPI值制造的。
KPI值
对于任何给定的岩石类型和压头负载，存在最佳压头间距，所述最佳压头间距使得在钻探期间由于裂缝的聚结而移除或释放最大体积的碎屑。每个压头周围的面积是其与周围压头的“平均”间距的度量。因此，对于二维情况，每个压头周围还存在用于移除最多的碎屑体积的最佳面积。众所周知，更小直径和/或更尖锐的压头将比更大和/或更钝的压头更有效地产生碎屑。这表明，在可用的输入功的大小固定的情况下，如果压头直径小并且间隔最佳，钻头可以更快地钻探(即，释放更多碎屑)。因此，多个小压头似乎提供了最佳解决方案。然而，在设计具有大数量的小直径的压头的钻头时还需要考虑一些其他实际问题；例如，随着压头直径减小，(压头的)磨损率增加。此外，使用的压头越多，每个压头可用的平均输入功就越低。
考虑到上述所有相关因素，可以创建三个重要的关键性能指标(KPI)，所述关键性能指标可以应用于所有尺寸的钻头：
1.KPI1-总压头面积与钻头面面积的比率(以百分比表示)
这提供了压头占据的钻头面的比例的度量，并且由此指示钻头的耐磨性。即，[总压头面积/钻头面面积]。
2.KPI2-(平均)单个压头面积与钻头面面积的比率(以百分比表示)
具体地，这由[压头的总面积/压头数]/钻头面面积来限定。这提供了每个压头的平均尺寸相对于钻头尺寸的度量(即，相对于钻头尺寸，压头平均而言的“尖锐”程度)。
3.KPI3-每个压头的钻头面面积
这由[钻头面面积/压头总数]来限定。这提供了每个压头周围的平均面积的度量。这不是比率，而是每个压头的绝对(平均)面积，单位为mm2。这为钻头提供了“范围(scale)”因子，其可以与其所装配到的冲击机构的输出相匹配。
对于可用的冲击机构的范围，已经表明，如果KPI2和KPI3保持低于某个计算值，则钻头可以相当快地钻探。
还已经表明，如果KPI1保持高于某个计算值，则可以延长钻头的磨损寿命。
示例
作为示例，图3、图4和图5示出三种不同的165mm直径钻头设计：
1.BIT 1-具有40个11mm直径压头
2.BIT 2-具有9个19mm直径压头和12个16mm直径压头
3.BIT 3-具有57个11mm直径压头
计算这些钻头的面积值提供如下数值：
1.BIT 1-总钻头面面积：21,382mm2,总压头面积：3,801mm2,平均压头面积：95mm2
2.BIT 2-总钻头面面积：21,382mm2,总压头面积：4,964mm2,平均压头面积：236mm2
3.BIT 3-总钻头面面积：21,382mm2,总压头面积：5416mm2,平均压头面积：95mm2
如上所述针对这些钻头中的每一个计算KPI提供了以下值。
KPI<sub>1</sub> KPI<sub>2</sub> KPI<sub>3</sub>
BIT 1 17.7％ 0.44％， 534mm<sup>2</sup>
BIT 2 23.2％ 1.1％, 1,018mm<sup>2</sup>
BIT 3 25.3％ 0.44％ 375mm<sup>2</sup>
表1
因此，基于上述计算的KPI，可以预期在大多数岩石类型中，BIT 1将比BIT 2钻探得更快，因为BIT 1具有更低的KPI2和KPI3值。然而，BIT 2将具有更长的生命周期(即，更少的压头磨损)，因为BIT 2具有相对更高的KPI1值。然而，针对BIT 3，所有三个KPF相对于BIT2都有所改进。
因此，这表明与更常规的钻头相比，针对给定钻头面面积更高数量的压头提供了KPI1、KPI2和KPI3中的每一者的改进。因此，可以导出针对给定钻头面面积的最佳压头数量，其考虑了更高压头数量(即，每个压头可用的平均输入功更低)的缺点，同时仍提供改进的钻头性能。
在此基础上，基于多个参数计算针对多个钻头的KPI值；即钻头尺寸(mm)、压头数目、钻头面积(mm2)和总压头面积。然后将这些结果与常规的现有技术钻头进行比较。
表2
因此，可以看出，当将试验钻头1和试验钻头2同现有技术钻头进行比较时，增加压头的数目导致钻探性能的相应增加，因为试验钻头1和2的KPI2和KPI3相较于现有技术钻头更低。然而，试验钻头1和2显示出增加的磨损，因为试验钻头1和2的KPI1值低于现有技术钻头。
然而，如果将试验钻头3与现有技术钻头进行比较，则可以看出，不仅显示出改进的钻探性能(即，由更低的KPI2和KPI3值证明)，而且试验钻头3相较于现有技术钻头显示出相当的磨损性能。
实际上，显著增加压头的数目(即，与现有技术钻头上的20个压头相比，试验钻头3上为55个压头)提供了改进的钻探性能而没有任何显著的磨损性能降低。通常，工业钻头设计常常是钻探速度与钻头磨损寿命之间的折衷。然而，本发明提供了增强的钻探速度，同时也没有显著降低磨损寿命。
此外，可以看出，以这种方式计算KPI值提供了可用于针对给定钻探作业选择最合适的钻头的信息。
例如，如果需要更快的钻探，则可以选择并制造具有更低KPI2和KPI3值的钻头。可替代地，如果更长的磨损是主要设计要求，则可以选择并制造具有更高KPI1值的钻头。此外，以这种方式计算KPI允许制造具有最佳KPI1、KPI2和KPI3的钻头，其提供改进的钻探和优化的生命周期两者。
因此，计算最佳KPI值提供的是，可以导出等式，所述等式限定了针对最佳钻探性能KPI值之间的关系。因此已经计算出，包括围绕钻头面的多个压头的钻头提供了最佳性能，其中总压头面积与钻头面面积的比率KPI1和平均单个压头面积与钻头面面积的比率KPI2(均以百分比表示)被关联为使得：
KPI2<＝1.353x 10-6(KPI1)5-1.527x 10-4(KPI1)4+6.586x 10-3(KPI1)3-1.301x 10-1(KPI1)2+1.185(KPI1)-3.960(等式1)
因此，与KPI2落在由等式1限定的曲线上方的钻头相比，KPI2值落在所述曲线上或下方的钻头显示出增强的性能。
此外，可以产生具有根据等式1限定的值的钻头，其具有一系列KPI3值，所述一系列KPI3值的范围针对钻头所装配到的冲击机构进行适配。冲击机构通常以不连续的尺寸制造，与每次击打可以提供的冲击功相关，所述冲击功是冲击活塞质量的函数。对于潜孔冲击机构尤其如此，在所述潜孔冲击机构中冲击活塞的最大直径受到待钻探的孔的尺寸的限制。制造商已经通常对由冲击机构主要被设计成用于钻探的孔尺寸(以英寸为单位)指定的一系列机械尺寸进行标准化。通常生产尺寸3英寸(76.2mm)、3.5英寸(88.9mm)、4英寸(101.6mm)、4.5英寸(114.3mm)、5英寸(127mm)、5.5英寸(139.7mm)、6英寸(152.4mm)、6.5英寸(165.1mm)、8英寸(203.2mm)、12英寸(304.8mm)、18英寸(457.2mm)、24英寸(609.4mm)。这些潜孔冲击机构(称为潜孔锤)每次击打都可以提供施加的功，所述施加的功随着指定的尺寸增加而增加。因此，针对与这些锤一起使用的钻头的最佳KPI3值将随着锤子尺寸的增加而增加。因此，例如，当钻探相同的岩石类型时，与被制造用于6.5英寸锤的钻头相比，被制造用于例如6英寸潜孔锤的钻头将具有更小的最佳KPI3值。
如果KPI2与KPI1之间的关系如等式1所述，则钻头性能和磨损寿命将优于现有技术设计。并且，当KPI3值处于适当水平时，在特定冲击机构尺寸中使用的钻头相对于特定岩石类型的性能得到进一步增强。
对于3英寸锤，KPI3可以具有约90平方毫米/压头与250平方毫米/压头之间的值。对于3.5英寸锤，KPI3可以具有约120平方毫米/压头与500平方毫米/压头之间的值。对于4英寸锤，KPI3可以具有约130平方毫米/压头与1100平方毫米/压头之间的值。对于4.5英寸锤，KPI3可以具有约140平方毫米/压头与1400平方毫米/压头之间的值。对于5英寸锤，KPI3可以具有约160平方毫米/压头与1700平方毫米/压头之间的值。对于5.5英寸锤，KPI3可以具有约180平方毫米/压头与2000平方毫米/压头之间的值。对于6英寸锤，KPI3可以具有约200平方毫米/压头与2300平方毫米/压头之间的值。对于6.5英寸锤，KPI3可以具有约250平方毫米/压头与2600平方毫米/压头之间的值。对于8英寸锤，KPI3可以具有约300平方毫米/压头与2900平方毫米/压头之间的值。对于12英寸锤，KPI3可以具有约400平方毫米/压头与3400平方毫米/压头之间的值。对于18英寸锤，KPI3可以具有约800平方毫米/压头与4000平方毫米/压头之间的值。对于24英寸锤，KPI3可以具有约1000平方毫米/压头与5000平方毫米/压头之间的值。
此外，提供了一种制造多压头钻头的方法，所述方法包括以下步骤：限定钻头面面积；限定钻头压头的数目，并且限定钻头压头的尺寸；使得KPI1与KPI2之间的关系由等式1限定。
如上所述的钻头可以与各种类型的锤一起使用，例如潜孔(DTH)锤和液压潜孔锤。
当在本文中参考本发明使用时，术语“包括/包含”和术语“具有/含有”用于指定所述特征、整数、步骤或部件的存在，但不排除一个或多个其他特征、整数、步骤、部件或以上的组的存在或添加。
应当理解，为清楚起见，在单独实施例的上下文中描述的本发明的某些特征也可以在单个实施例中组合提供。相反，为简洁起见，在单个实施例的上下文中描述的本发明的各种特征也可以单独提供或以任何合适的子组合提供。
参考文献
[1].Miller et al.Int.Journ.Rock Mech.Min.Sci.Vol.5,pp.375-398.
[2].Moon et al.Rock Mech Rock Eng(2012)45:837-849,DOI 10.1007/s00603-011-0180-3

Claims (17)

1.一种多压头钻头，所述多压头钻头包括布置在钻头面的钻探表面上的多个压头，
以百分比表示的总压头面积与钻头面面积的比率由参数KPI1限定；
以百分比表示的平均单个压头面积与所述钻头面面积的比率由参数KPI2限定，并且
其中KPI1与KPI2之间的关系由以下等式限定：
KPI2<＝1.353x10-6(KPI1)5-1.527x10-4(KPI1)4+6.586x10-3(KPI1)3-1.301x10-1(KPI1)2+1.185(KPI1)-3.960。
2.根据权利要求1所述的多压头钻头，其中，所述钻头面面积/压头总数由参数KPI3限定，所述KPI3的值在约90平方毫米/压头与5000平方毫米/压头之间。
3.根据权利要求2所述的多压头钻头，KPI3的值在约90平方毫米/压头与250平方毫米/压头之间。
4.根据权利要求2所述的多压头钻头，KPI3的值在约120平方毫米/压头与500平方毫米/压头之间。
5.根据权利要求2所述的多压头钻头，KPI3的值在约130平方毫米/压头与1100平方毫米/压头之间。
6.根据权利要求2所述的多压头钻头，KPI3的值在约140平方毫米/压头与1400平方毫米/压头之间。
7.根据权利要求2所述的多压头钻头，KPI3的值在约160平方毫米/压头与1700平方毫米/压头之间。
8.根据权利要求2所述的多压头钻头，KPI3的值在约180平方毫米/压头与2000平方毫米/压头之间。
9.根据权利要求2所述的多压头钻头，KPI3的值在约200平方毫米/压头与2300平方毫米/压头之间。
10.根据权利要求2所述的多压头钻头，KPI3的值在约250平方毫米/压头与2600平方毫米/压头之间。
11.根据权利要求2所述的多压头钻头，KPI3的值在约300平方毫米/压头与2900平方毫米/压头之间。
12.根据权利要求2所述的多压头钻头，KPI3的值在约400平方毫米/压头与3400平方毫米/压头之间。
13.根据权利要求2所述的多压头钻头，KPI3的值在约800平方毫米/压头与4000平方毫米/压头之间。
14.根据权利要求2所述的多压头钻头，KPI3的值在约1000平方毫米/压头与5000平方毫米/压头之间。
15.根据前述任一项权利要求所述的多压头钻头，多压头钻头用于潜孔锤。
16.根据权利要求15所述的多压头钻头，所述多压头钻头用于液压潜孔锤。
17.一种制造多压头钻头的方法，所述方法包括：
-限定钻头面面积；
-限定钻头压头的数目；
-限定钻头压头的尺寸；
使得以百分比表示的总压头面积与钻头面面积的比率提供值KPI1；以百分比表示的单个压头面积与钻头面面积的比率提供值KPI2；并且KPI1与KPI2之间的关系由以下等式限定：
KPI2<＝1.353x10-6(KPI1)5-1.527x10-4(KPI1)4+6.586x10-3(KPI1)3-1.301x10-1(KPI1)2+1.185(KPI1)-3.960。
CN201780084028.XA 2016-11-29 2017-11-29 钻头 Pending CN110192000A (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB1620220.2A GB2557190B (en) 2016-11-29 2016-11-29 Drill bits
GB1620220.2 2016-11-29
PCT/EP2017/080802 WO2018099959A1 (en) 2016-11-29 2017-11-29 Drill bits

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN110192000A true CN110192000A (zh) 2019-08-30

Family

ID=58073493

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201780084028.XA Pending CN110192000A (zh) 2016-11-29 2017-11-29 钻头

Country Status (9)

Country Link
US (1) US11111729B2 (zh)
EP (1) EP3548690A1 (zh)
CN (1) CN110192000A (zh)
AU (1) AU2017368291A1 (zh)
CA (1) CA3045068A1 (zh)
CL (1) CL2019001435A1 (zh)
GB (1) GB2557190B (zh)
WO (1) WO2018099959A1 (zh)
ZA (1) ZA201903609B (zh)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5947215A (en) * 1997-11-06 1999-09-07 Sandvik Ab Diamond enhanced rock drill bit for percussive drilling
JP2007277946A (ja) * 2006-04-07 2007-10-25 Mitsubishi Materials Corp 掘削工具
CN104769207A (zh) * 2012-10-11 2015-07-08 哈里伯顿能源服务公司 用于控制钻头扭矩的钻头装置
CN104895500A (zh) * 2015-05-28 2015-09-09 山东中瑞工程机械有限公司 集束式潜孔锤用钻头
EP2921639A1 (en) * 2014-03-18 2015-09-23 Sandvik Intellectual Property AB Percussive drill bit with multiple sets of front cutting inserts

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3163243A (en) * 1960-12-30 1964-12-29 Atlantic Refining Co Underdrilling bit
US3583504A (en) * 1969-02-24 1971-06-08 Mission Mfg Co Gauge cutting bit
US3885638A (en) * 1973-10-10 1975-05-27 Sam C Skidmore Combination rotary and percussion drill bit
SE507098C2 (sv) * 1994-10-12 1998-03-30 Sandvik Ab Stift av hårdmetall och bergborrkrona för slående borrning
US5904213A (en) * 1995-10-10 1999-05-18 Camco International (Uk) Limited Rotary drill bits
SE515294C2 (sv) * 1999-11-25 2001-07-09 Sandvik Ab Bergborrkrona och stift för slående borrning samt metod att tillverka en bergborrkrona för slående borrning
SE523913C2 (sv) * 2002-04-04 2004-06-01 Sandvik Ab Slående borrkrona och ett stift därför
US7455126B2 (en) * 2004-05-25 2008-11-25 Shell Oil Company Percussive drill bit, drilling system comprising such a drill bit and method of drilling a bore hole
US8550190B2 (en) * 2010-04-01 2013-10-08 David R. Hall Inner bit disposed within an outer bit

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5947215A (en) * 1997-11-06 1999-09-07 Sandvik Ab Diamond enhanced rock drill bit for percussive drilling
JP2007277946A (ja) * 2006-04-07 2007-10-25 Mitsubishi Materials Corp 掘削工具
CN104769207A (zh) * 2012-10-11 2015-07-08 哈里伯顿能源服务公司 用于控制钻头扭矩的钻头装置
EP2921639A1 (en) * 2014-03-18 2015-09-23 Sandvik Intellectual Property AB Percussive drill bit with multiple sets of front cutting inserts
CN104895500A (zh) * 2015-05-28 2015-09-09 山东中瑞工程机械有限公司 集束式潜孔锤用钻头

Also Published As

Publication number Publication date
ZA201903609B (en) 2021-10-27
GB2557190A (en) 2018-06-20
EP3548690A1 (en) 2019-10-09
CA3045068A1 (en) 2018-06-07
CL2019001435A1 (es) 2019-08-16
AU2017368291A1 (en) 2019-06-27
GB201620220D0 (en) 2017-01-11
US11111729B2 (en) 2021-09-07
US20200080384A1 (en) 2020-03-12
GB2557190B (en) 2020-09-16
WO2018099959A1 (en) 2018-06-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6619411B2 (en) Design of wear compensated roller cone drill bits
US7377332B2 (en) Multiple inserts of different geometry in a single row of a bit
AU2010303990B2 (en) Hard metal insert for a drill bit for percussion drilling and method for grinding a hard metal insert
AU2012327283B2 (en) Drill bit having a sunken button and rock drilling tool for use with such a drill bit
CN105593456B (zh) 钻柱部件
CN110192000A (zh) 钻头
CN104818947A (zh) Pdc钻头的布置方法
US8118116B2 (en) Elongated percussive rock drilling element, a method for production thereof and a use thereof
US7721824B2 (en) Multiple inserts of different geometry in a single row of a bit
CN106907112B (zh) 一种钻井用pdc钻头
KR102446207B1 (ko) 굴삭 팁 및 굴삭 비트
CN201241703Y (zh) 液压破碎锤用镶芯钎杆
KR101349284B1 (ko) 내부 유로부를 포함하는 드릴비트
CN210264537U (zh) 一种钻头喷嘴
CN210164427U (zh) 一种牙轮钻头喷嘴
CN204663398U (zh) 一种新型金刚石复合片
RU42851U1 (ru) Алмазная импрегнированная коронка
EP3859122A1 (en) Excavating tip and excavating bit
KR20170117357A (ko) 수명 연장 홈 구조의 포인트 치즐
KR20180077134A (ko) 수명 연장 홈 구조의 포인트 치즐

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
AD01 Patent right deemed abandoned

Effective date of abandoning: 20220614

AD01 Patent right deemed abandoned