EA027355B1 - Создающее опережающие канавки на забое гибридное буровое долото - Google Patents
Создающее опережающие канавки на забое гибридное буровое долото Download PDFInfo
- Publication number
- EA027355B1 EA027355B1 EA201391150A EA201391150A EA027355B1 EA 027355 B1 EA027355 B1 EA 027355B1 EA 201391150 A EA201391150 A EA 201391150A EA 201391150 A EA201391150 A EA 201391150A EA 027355 B1 EA027355 B1 EA 027355B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- cutting elements
- drill bit
- bit
- bit according
- cutting
- Prior art date
Links
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 361
- 239000010432 diamond Substances 0.000 claims abstract description 58
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 claims abstract description 40
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 31
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 65
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 20
- 238000003780 insertion Methods 0.000 claims description 14
- 230000037431 insertion Effects 0.000 claims description 14
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 11
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 48
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 48
- 239000000758 substrate Substances 0.000 abstract 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 13
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 11
- 238000000034 method Methods 0.000 description 9
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 9
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 8
- 238000013461 design Methods 0.000 description 7
- 239000004606 Fillers/Extenders Substances 0.000 description 6
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 6
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 6
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 5
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 5
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 4
- 150000001247 metal acetylides Chemical class 0.000 description 4
- 229910052582 BN Inorganic materials 0.000 description 3
- PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N Boron nitride Chemical compound N#B PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 3
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 210000004283 incisor Anatomy 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 3
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-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
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 238000005476 soldering Methods 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 229910052580 B4C Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001339 C alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910017888 Cu—P Inorganic materials 0.000 description 1
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001315 Tool steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 1
- INAHAJYZKVIDIZ-UHFFFAOYSA-N boron carbide Chemical compound B12B3B4C32B41 INAHAJYZKVIDIZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000010006 flight Effects 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052738 indium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229910001092 metal group alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 1
- 238000000465 moulding Methods 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052758 niobium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010955 niobium Substances 0.000 description 1
- GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N niobium atom Chemical compound [Nb] GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004767 nitrides Chemical class 0.000 description 1
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 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
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 229910052715 tantalum Inorganic materials 0.000 description 1
- GUVRBAGPIYLISA-UHFFFAOYSA-N tantalum atom Chemical compound [Ta] GUVRBAGPIYLISA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 150000003624 transition metals Chemical group 0.000 description 1
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B10/43—Rotary drag type drill bits with teeth, blades or like cutting elements, e.g. fork-type bits, fish tail bits characterised by the arrangement of teeth or other cutting elements
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B10/48—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts the bit being of core type
- E21B10/485—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts the bit being of core type with inserts in form of chisels, blades or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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 OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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 OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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 OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B10/5673—Button-type inserts with preformed cutting elements mounted on a distinct support, e.g. polycrystalline inserts having a non planar or non circular cutting face
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B10/58—Chisel-type inserts
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
- Drilling Tools (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)
Abstract
Буровое долото для бурения ствола скважины в толще горных пород может включать в себя корпус долота, имеющий ось долота и торец долота, множество лопастей, проходящих радиально по торцу долота, и множество режущих элементов, установленных на множестве лопастей, причем множество режущих элементов содержит по меньшей мере один резец, содержащий опорный штырь и алмазную грань, имеющую, по существу, плоскую режущую поверхность; и по меньшей мере два конических режущих элемента, содержащих опорный штырь и алмазный слой, имеющих конический режущий торец, при этом на виде при повороте множества режущих элементов в одну плоскость по меньшей мере один резец располагается в радиальном положении относительно осевой линии долота между радиальными положениями по меньшей мере двух конических режущих элементов.
Description
Изобретение в общем относится к породоразрушающим инструментам с фиксированными резцами, содержащим гибридное вооружение из двух или более типов режущих элементов, где каждый тип имеет различное породоразрушающее действие на пласт. Другие варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся к породоразрушающим инструментам с фиксированными резцами, содержащим конические режущие элементы, включают в себя установку таких режущих элементов на долото и вариации режущих элементов, которые можно использовать для оптимизации бурения.
При бурении скважины вглубь земли, такой как для добычи углеводородов или для других вариантов применения, обычной практикой является соединение бурового долота с нижним концом компоновки звеньев бурильных труб, соединенных концами, для образования бурильной колонны. Долото вращается с помощью вращения бурильной колонны с поверхности или приведения в действие забойных двигателей или турбин или обоими способами. Благодаря осевой нагрузке, прикладываемой бурильной колонной, вращающееся долото входит в контакт с горной породой пласта, обеспечивая проходку долота через породу пласта с помощью истирания, раскалывания или срезания или комбинации всех способов разрушения породы, при этом образуется ствол скважины вдоль заданной траектории к проектной точке.
Буровые долота многих различных типов разработаны и находят применение в бурении таких стволов скважин. Двумя преобладающими типами буровых долот являются шарошечные долота с коническими шарошками и долота с фиксированными резцами (или роторные истирающе-режущего действия). Конструкция большинства долот с фиксированными резцами включает в себя множество лопастей, установленных с угловыми интервалами в плоскости торца долота. Лопасти проходят радиально наружу от корпуса долота и образуют между собой каналы потока. Кроме того, режущие элементы, в общем, сгруппированы и установлены на несколько лопастей, проходящими радиально рядами. Конфигурация или схема расположения режущих элементов на лопастях может изменяться в широких пределах в зависимости от ряда факторов, таких как обусловленные породой, подлежащей бурению.
Режущие элементы, установленные на лопастях долот с фиксированными резцами, в общем выполняют из чрезвычайно твердых материалов. В обычном долоте с фиксированными резцами каждый режущий элемент содержит удлиненный и, в общем, цилиндрический опорный штырь из карбида вольфрама, размещенный и закрепленный в гнезде, выполненном в поверхности лопасти. Режущие элементы, в общем, включают в себя твердый режущий слой из поликристаллический алмаза (поликристаллический алмаз) или другие суперабразивные материалы, такие как термостабильный алмаз или поликристаллический кубический нитрид бора. Для удобства в данном документе долото РИС и резцы РИС относятся к долотам с фиксированными резцами или режущими элементами с использованием твердого режущего слоя из поликристаллического алмаза или других суперабразивных материалов.
На фиг. 1 и 2 показан обычный фиксированный режущий элемент или долото 10 режущеистирающего действия, выполненное с возможностью бурения через пласты горной породы для образования ствола скважины. Долото 1, в общем, включает в себя корпус 12 долота, шейку 13 долота и деталь резьбового замка или замковый ниппель 14 для соединения долота 10 с бурильной колонной (не показано), используемой для вращения долота для бурения ствола скважины. Торец 20 долота несет вооружение 15 и выполнен на конце долота 10, противоположном концу 16 с замковым ниппелем. Долото 10 дополнительно включает в себя центральную осевую линию 11, вокруг которой долото 10 вращается в направлении резания, представленном стрелкой 18.
Вооружение 15 создано на торце 20 долота 10. Вооружение 15 включает в себя множество установленных с угловыми интервалами основных лопастей 31, 32, 33 и вспомогательных лопастей 34, 35, 36, каждая из которых выступает от торца 20 долота. Основные лопасти 31, 32, 33 и вспомогательные лопасти 34, 35, 36 проходят, в общем, радиально вдоль торца 20 долота и затем аксиально вдоль участка периферии долота 10. Вместе с тем вспомогательные лопасти 34, 35, 36 проходят радиально вдоль торца 20 долота от положения, удаленного от осевой линии 11 долота, к периферии долота 10. Таким образом, в данном документе термин вспомогательная лопасть можно использовать для лопасти, которая начинается на некотором расстоянии от осевой линии долота и проходит, в общем, радиально вдоль торца долота к периферии долота. Основные лопасти 31, 32, 33 и вспомогательные лопасти 34, 35, 36 разделяют каналы 19 прохода бурового раствора.
Также, как показано на фиг. 1 и 2, каждая основная лопасть 31, 32, 33 включает в себя верх 42 лопасти для установки множества режущих элементов, и каждая вспомогательная лопасть 34, 35, 36 включает в себя верх 52 лопасти для установки множества режущих элементов. В частности, режущие элементы 40, каждый имеющий режущую поверхность 44, установлены в гнезда, выполненные в верхних частях 42, 52 каждой основной лопасти 31, 32, 33 и каждой вспомогательной лопасти 34, 35, 36 соответственно. Режущие элементы 40 выполнены смежно друг с другом в проходящем радиально ряду вблизи ведущей кромки каждой основной лопасти 31, 32, 33 и каждой вспомогательной лопасти 34, 35, 36. Каждая режущая поверхность 44 имеет самую удаленную от осевой линии вершину 44а резца, самую удаленную от верха 42, 52 лопастей, на котором режущий элемент 40 установлен.
На фиг. 3 показан профиль долота 10, получающийся для всех лопастей (например, основных лопастей 31, 32, 33 и вспомогательных лопастей 34, 35, 36) и режущих поверхностей 44 всех режущих элементов 40 при повороте в один профиль вращения. На профиле вращения верхние участки 42, 52 всех
- 1 027355 лопастей 31-36 долота 10 образуют и определяют комбинированный или сводный профиль 3 лопасти, проходящий радиально от осевой линии 11 долота к наружному радиусу 23 долота 10. Таким образом, при использовании в данном документе фраза сводный профиль лопасти относится к профилю, проходящему от осевой линии долота к наружному радиусу долота, образованному верхними участками всех лопастей долота, повернутыми в один профиль вращения (т.е. в виде вращающегося профиля).
Обычный сводный профиль 39 лопасти (наиболее ясно показан на правой половине долота 10 на фиг. 3) можно, в общем, разделить на три зоны, обычно называемые конусообразной зоной 24, выступающей зоной 25 и калибрующей зоной 26. Конусообразная зона 24 представляет собой радиально самую близкую к осевой линии зону долота 10 и сводного профиля 39 лопасти, проходящую, в общем от осевой линии 11 долота до выступающей зоны 25. Как показано на фиг. 3, в большинстве обычных долот с фиксированным режущим элементом конусообразная зона 24 является, в общем, вогнутой. Смежной с конусообразной зоной 24 является выступающая (или в виде направленной кверху кривой) зона 25. В большинстве обычных долот с фиксированным режущим элементом выступающая зона 25 является, в общем, выпуклой. Проходящая радиально наружу смежная с выступающей зоной 25 калибрующая зона 26 проходит параллельно осевой линии 11 долота на наружной радиальной периферии сводного профиля 39 лопасти. Таким образом, сводный профиль 39 лопасти обычного долота 10 включает в себя одну вогнутую конусообразную зону 24, и одну выпуклую выступающую зону 25.
Аксиально самая нижняя точка выпуклой выступающей зоны 25 и сводный профиль 39 лопасти образуют нос 27 профиля лопасти. На носу 27 профиля лопасти угол наклона касательной 27а к выпуклой выступающей зоне 25 и сводному профилю 39 лопасти равен нулю. Таким образом, при использовании в данном документе термин нос профиля лопасти относится к точке на выпуклой зоне сводного профиля лопасти долота на виде вращающегося профиля, в которой угол наклона касательной к сводному профилю лопасти равен нулю. Для большинства обычных долот с фиксированным резцом (например, долота 10), сводный профиль лопасти включает в себя только одну выпуклую выступающую зону (например, выпуклую выступающую зону 25), и только один нос профиля лопасти (например, нос 27). Как показано на фиг. 1-3, режущие элементы 40 расположены рядами вдоль лопастей 31-36 и установлены вдоль торца 20 долота в зонах, описанных выше как конусообразная зона 24, выступающая зона 25 и калибрующая зона 26 сводного профиля 3 9 лопасти. В частности, режущие элементы 40 установлены на лопасти 31-36 в заданных радиально разнесенных положениях относительно центральной осевой линии 11 долота 10.
Вне зависимости от типа долота стоимость бурения ствола скважины является пропорциональной времени, затраченному на бурение ствола скважины до нужной глубины и в проектное место. На время бурения, в свою очередь, в значительной степени влияет число замен бурового долота для достижения проектного пласта. Причина состоит в том, что каждый раз, когда долото меняют, всю бурильную колонну, которая может иметь длину несколько миль (1 миля = 1,6 км), приходится извлекать из ствола скважины свечу за свечой. После извлечения бурильной колонны и установки нового долота долото должно спускаться на забой ствола скважины на бурильной колонне, которую вновь приходится собирать из трубных свечей. Данный процесс, известный как рейс бурильной колонны, требует значительного времени, затрат труда и расходов. Соответственно, всегда требуется использовать буровые долота, которые должны бурить быстрее и работать дольше, применимые в пластах с отличающейся твердостью в более широком диапазоне.
Продолжительность времени использования бурового долота до его замены зависит от его скорости проходки, а также его долговечности или способности поддерживать высокую или приемлемую скорость проходки. Кроме того, необходимой характеристикой долота является его устойчивость и сопротивление вибрации, наиболее серьезным видом или режимом которой является вихревой, данный термин используют для описания явления, где буровое долото вращается на дне забоя ствола скважины вокруг оси вращения, смещенной от геометрической центральной оси бурового долота. Такой вихревой режим создает увеличенную нагрузку на режущие элементы на долоте, вызывающую преждевременный износ или разрушение режущих элементов и потерю скорости проходки. Таким образом, предотвращение вибрации долота и поддержание устойчивости долот РЭС является важной целью, которую не всегда достигают. Вибрация долота, в общем, может возникать в пласте любого типа, но является наиболее вредной в более твердых породах пластов.
За последние годы долота РОС стали стандартными в отрасли для разрушения пород малой и средней твердости. Вместе с тем, с разработкой долот РОС для использования в более твердых породах, более серьезной проблемой становится устойчивость долота. Как описано выше, чрезмерные вибрации долота во время бурения приводят к затуплению долота и/или могут повреждать долото до такой степени, что становится необходимым преждевременный рейс бурильной колонны.
Имеется ряд альтернативных конструкций, предложенных для вооружения долот РИС, предназначенных для обеспечения долотам РИС возможности бурения через породы различной твердости с эффективными скоростями проходки и с приемлемым сроком эксплуатации или долговечностью долота. К сожалению, многие конструктивные исполнения долота, направленные на минимизацию вибрации, требуют проведения бурения с увеличенной осевой нагрузкой на долото в сравнении с долотами предыдущих образцов. Например, некоторые долота разработаны с резцами, установленными с менее агрессив- 2 027355 ными передними углами в продольной плоскости, при этом они требуют увеличенной осевой нагрузки на долото для прохода в породу пласта в нужной степени. Бурение с увеличенной или высокой осевой нагрузкой на долото имеет серьезные и последствия и, в общем, если возможно, его исключают. Увеличение осевой нагрузки на долото выполняют с помощью добавления дополнительных утяжеленных бурильных труб в бурильную колонну. При этом дополнительный вес увеличивает напряжения и деформации во всех компонентах бурильной колонны, обуславливая увеличенный износ центраторов с жесткими лопастями и их менее эффективную работу и увеличение падения гидравлического давления в бурильной колонне, требуя использования насосов более высокой производительности (и, в общем, повышенной стоимости) для осуществления циркуляции бурового раствора. Дополнительно усугубляя проблему, увеличенная осевая нагрузка на долото обуславливает износ и затупление долота более быстрые, чем при обычной нагрузке. Для более редкого совершения рейсов бурильной колонны общепринятой практикой является добавление дополнительной осевой нагрузки на долото и продолжение бурения частично изношенным и затупленным долотом. Соотношение между износом долота и осевой нагрузкой на долото не является линейным, но экспоненциальным, так что с превышением конкретной осевой нагрузки на данное долото весьма незначительное увеличение осевой нагрузки на долото должно вызывать огромное увеличение износа долота. Таким образом, добавление осевой нагрузки на долото для бурения частично изношенным долотом приводит к дополнительной эскалации износа долота и других компонентов бурильной колонны.
Соответственно, продолжает оставаться необходимым создание буровых долот с фиксированными резцами для высокопроизводительного бурения при экономически оправданных скоростях проходки и в идеале для бурения в горных породах с твердостью больше, чем та, при которой можно использовать обычные долота РЭС. Конкретнее, продолжает оставаться необходимым создание долот РЭС. которыми можно бурить в мягких, средних, средней твердости и даже твердых горных породах с поддержанием агрессивного профиля режущего элемента для поддержания приемлемых скоростей проходки для приемлемой продолжительности по времени и при этом с уменьшением стоимости бурения в настоящее время имеющейся в отрасли.
В одном аспекте варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся к буровому долоту для бурения ствола скважины в толще горных пород, которое включает в себя корпус долота, имеющий ось долота и торец долота; множество лопастей, проходящих радиально по торцу долота; и множество режущих элементов, установленных на множестве лопастей, причем множество режущих элементов содержит по меньшей мере один резец, содержащий опорный штырь и алмазную грань, имеющую, по существу, плоскую режущую поверхность; и по меньшей мере два конических режущих элемента, содержащих опорный штырь и алмазный слой и имеющих конический режущий торец, при этом на виде при повороте множества режущих элементов в одну плоскость по меньшей мере один резец располагается в радиальном положении относительно осевой линии долота между радиальными положениями по меньшей мере двух конических режущих элементов.
В другом аспекте варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся к скважинному породоразрушающему инструменту, который включает в себя корпус инструмента; множество лопастей, проходящих азимутально от корпуса инструмента; множество режущих элементов, установленных на множестве лопастей, причем множество режущих элементов содержит по меньшей мере один конический режущий элемент, содержащий опорный штырь и алмазный слой и имеющий конический режущий торец, при этом по меньшей мере один конический режущий элемент содержит ось конического режущего торца, не совпадающую с осью опорного штыря.
В другом аспекте варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся к скважинному породоразрушающему инструменту, который включает в себя корпус инструмента; множество лопастей, проходящих азимутально от корпуса инструмента; множество режущих элементов, установленных на множестве лопастей, причем множество режущих элементов содержит по меньшей мере один конический режущий элемент, содержащий опорный штырь и алмазный слой и имеющий конический режущий торец, при этом по меньшей мере один конический режущий элемент содержит скошенную поверхность смежную с вершиной конического режущего торца.
В другом аспекте варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся к скважинному породоразрушающему инструменту, который включает в себя корпус инструмента; множество лопастей, проходящих азимутально от корпуса инструмента; множество режущих элементов, установленных на множестве лопастей, причем множество режущих элементов, содержащих опорный штырь и алмазный слой и имеющих коническое режущее лезвие, при этом по меньшей мере один конический режущий элемент содержит асимметричный алмазный слой.
В другом аспекте варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся к скважинному породоразрушающему инструменту, который включает в себя корпус инструмента; множество лопастей, проходящих азимутально от корпуса инструмента; множество режущих элементов, установленных на множестве лопастей, причем множество режущих элементов содержит по меньшей мере один конический режущий элемент, содержащий опорный штырь и алмазный слой и имеющий конический режущий торец, и по меньшей мере один вставной стержень с алмазами, импрегнированными в тело
- 3 027355 матрицы, вставленный в отверстие по меньшей мере в одной лопасти.
В другом аспекте скважинный породоразрушающий инструмент включает в себя корпус инструмента; множество лопастей, проходящих азимутально от корпуса инструмента; и множество режущих элементов, установленных на множестве лопастей, причем множество режущих элементов содержит по меньшей мере два резца, содержащих опорный штырь и алмазную грань, имеющую, по существу, плоскую режущую поверхность; и по меньшей мере один из конических режущих элементов, содержащий опорный штырь и алмазный слой и имеющий конический режущий торец, при этом на виде при повороте множества режущих элементов в одну плоскость по меньшей мере один конический режущий элемент располагается в радиальном положении относительно осевой линии долота между радиальными положениями по меньшей мере двух резцов.
В другом аспекте скважинный породоразрушающий инструмент включает в себя корпус инструмента; множество лопастей, проходящих азимутально от корпуса инструмента; и множество режущих элементов, установленных на множестве лопастей, причем множество режущих элементов содержит по меньшей мере два резца, содержащих опорный штырь и алмазную грань, имеющую, по существу, плоскую режущую поверхность; и по меньшей мере один из конических режущих элементов, содержащий опорный штырь и алмазный слой и имеющий конический режущий торец, при этом на одной лопасти конический режущий элемент установлен в радиальном положении между двумя резцами, при этом конический режущий элемент идет сзади двух резцов.
Другие аспекты и преимущества изобретения должны стать ясны из следующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Сущность изобретения поясняется на чертежах, где на фиг. 1 показано буровое долото известной техники; на фиг. 2 - вид сверху бурового долота известной техники;
сечение бурового долота известной техники;
режущие элементы согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения;
режущие элементы согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения;
режущие элементы согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения;
режущие элементы согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 8 - вращение режущих элементов согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 9 - схема расположения режущих элементов согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 9А - вид с увеличением схемы расположения режущих элементов фиг. 9;
на фиг. 10 - план распределения режущих элементов согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 11А - схема расположения режущих элементов согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 11В - вид сверху бурового долота со схемой расположения режущих элементов фиг. 11А; на фиг. 11С - вид сверху бурового долота со схемой расположения режущих элементов фиг. 11А; на фиг. 12 - передние углы в продольной плоскости для обычных режущих элементов; на фиг. 13 - передние углы в продольной плоскости для конических режущих элементов согласно настоящему изобретению;
на фиг. 14 - углы набегания для конических режущих элементов настоящего изобретения; на фиг. 15А-С - различные конические режущие элементы согласно настоящему изобретению; на фиг. 16А-С - различные конические режущие элементы согласно настоящему изобретению; на фиг. 17 - вариант осуществления конического режущего элемента согласно настоящему изобретению;
на фиг тению;
на фиг тению;
на фиг. 20 - схема расположения режущих элементов согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 21 - буровое долото согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения; на фиг. 22 - режущий профиль согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения; на фиг. 23 - режущий профиль согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения; на фиг. 24 - режущий профиль согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения; на фиг. 25 - инструмент, в котором можно использовать режущие элементы настоящего изобретения.
В одном аспекте варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся к лопастным буровым долотам, содержащим гибридное вооружение. В частности, варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся к буровым долотам, содержащим два или больше типов режущих на фиг. 3 на фиг. 4 на фиг. 5 на фиг. 6 на фиг. 7
- вариант осуществления конического режущего элемента согласно настоящему изобре19 - вариант осуществления конического режущего элемента согласно настоящему изобре- 4 027355 элементов, причем каждый тип имеет различные режим разрушающего воздействия. Другие варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся к буровым долотам с фиксированными резцами, содержащими конические режущие элементы, включают в себя установку таких режущих элементов на долото и вариации режущих элементов, которые можно использовать для оптимизации бурения.
На фиг. 4 и 5 показаны примеры лопастей с режущими элементами на них для бурового долота (или расширителя), выполненные согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения. Как показано на фиг. 4, лопасть 140 включает в себя множество резцов 142, обычно именуемых вставными штырями или резцами РОС. а также множество конических режущих элементов 144. При использовании в данном документе термин конические режущие элементы относится к режущим элементам, имеющим в общем конический режущий торец (включающим в себя либо прямые или наклонные конусы), заканчивающимся закругленной вершиной. В отличие от геометрических конусов, заканчивающихся в точке вершины острым концом, конические режущие элементы настоящего изобретения имеют вершину, образованную кривой между боковой поверхностью и вершиной. Конические режущие элементы 144 отличаются от резцов 142, имеющих плоскую режущую поверхность. Для простоты установления различий между двумя типами режущих элементов термин режущие элементы должен относиться к любому типу режущих элементов, а резец должен относиться к режущим элементам с плоской режущей поверхностью, таким как описаны выше и показаны на фиг. 1 и 2, и конический режущий элемент должен относиться к режущим элементам, имеющим в общем конический режущий торец.
На фиг. 6-8 показан обнаруженный изобретателями факт, что использование обычных плоских резцов 142 в комбинации коническими режущими элементами 144 может обеспечивать одному долоту два типа режущего действия (представлено пунктирными линиями): резание с помощью разрушения при сжатии или выдалбливания породы пласта с помощью конических режущих элементов 142 в дополнение к резанию с помощью сдвига породы пласта резцами 142, как схематично показано на фиг. 8 и 9. При вращении долота резец 142 проходит через породу пласта, предварительно нарушенную коническим режущим элементом 144 для выравнивания опережающих канавок, созданных коническими режущими элементами 144. Конкретно, как детализировано на фиг. 8, первый конический режущий элемент 144.1 в радиальном положении на расстоянии К1 от центральной осевой линии долота является первым режущим элементом, поворачивающимся с проходом через опорную плоскость Р при вращении долота. Конический режущий элемент 144.3 в радиальном положении на расстоянии КЗ от центральной осевой линии долота является вторым режущим элементом, поворачивающимся с проходом через опорную плоскость Р. Режущий элемент 142.2 в радиальном положении на расстоянии К2 от центральной осевой линии долота является третьим режущим элементом, вращающимся с проходом через опорную плоскость Р, где К2 является промежуточным радиальным расстоянием между расстояниями К1 и КЗ от центральной осевой линии долота.
Вариант осуществления, показанный на фиг. 4, включает в себя резцы 142 и конические режущие элементы 144 на одной лопасти, а вариант осуществления, показанный на фиг. 5, включает в себя резцы на одной лопасти и конические режущие элементы 144 на второй лопасти. Конкретно, резцы 142 установлены на лопасти 141, которая идет сзади лопасти, на которой установлены конические режущие элементы 144.
На фиг. 9 и 9А показана схема расположения вооружения для конкретного варианта осуществления бурового долота. На схеме 140 расположения вооружения, детализированной на фиг. 8, показаны резцы 142 и конические режущие элементы 144, так как они должны быть установлены на лопастях, лопасти и другие компоненты корпуса долота для упрощения не показаны. Вместе с тем, специалисту в данной области техники должно быть ясно из схемы расположения, показанной на фиг. 9, что долото, на котором установлены резцы 142 и конические режущие элементы 144, включает в себя семь лопастей. Конкретно, резцы 142 и конические режущие элементы 144 установлены рядами 146 вдоль семи лопастей, три основных ряда 146а1, 146а2 и 146а3 (на основных лопастях) и четыре вспомогательных ряда 146Ы, 146Ь2, 146Ь3 и 146Ь4 (на вспомогательных лопастях) в терминах, использованных при описании для фиг. 1 и 2. В варианте осуществления, показанном на фиг. 9, каждый основной ряд 146а1, 146а2, 146а3 и каждый вспомогательный ряд 146Ь1, 146Ь2, 146Ь3, 146Ь4 включает в себя по меньшей мере один резец 142 и по меньшей мере один конический режущий элемент 144. Вместе с тем, настоящее изобретение указанным не ограничено. Напротив, в зависимости от необходимого режущего профиля можно использовать различные варианты расположения резцов 142 и конических режущих элементов 144.
Двумя обычными способами установки или распределения резцов РОС являются способ одиночной установки и способ множественной установки. В способе одиночной установки каждому резцу РОС, установленному на торце долота, придается индивидуальное радиальное положение на расстоянии от центральной осевой линии долота в сторону калибра. Для способа множественной установки (также известного как схема с резервным резцом или сопровождающим резцом) резцы РОС развертываются группами, содержащими два или больше резцов каждая, при этом резцы данной группы устанавливают на одном радиальном расстоянии от осевой линии долота.
На фиг. 10 показан план распределения резцов согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения со всеми режущими элементами на долоте, повернутыми в одну плоскость. Как показано
- 5 027355 на фиг. 10, режущие элементы включают в себя как обычные резцы 142 с плоской режущей поверхностью, так и конические режущие элементы 144. Резцы 142 и конические режущие элементы 144, показанные на фиг. 10 также идентифицируют по их радиальному положению относительно осевой линии долота в форме цифры, следующей за позицией 142 или 144. Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения резец 142 может выполнять резание между двумя радиально смежными коническими режущими элементами 144. Конкретно, как показано на фиг. 10, резец 142.8 установлен радиально в промежуточном положении между коническими режущими элементами 144.7 и 144.9. Аналогично, резец 142.12 установлен в радиальном положении между коническими режущими элементами 144.11 и 144.13. Дополнительно, настоящее изобретение не ограничено долотами, в которых существует данная схема шахматного расположения между всеми без исключения режущими элементами.
На фиг. 10 ясно показано, что не каждый резец имеет конический режущий элемент в радиально смежных положениях. Напротив, как показано на фиг. 10, конические режущие элементы установлены в носовой зоне 153, выступающей зоне 155, и калибрующей зоне 157 режущего профиля. Вместе с тем, в других вариантах осуществления конические режущие элементы 144 могут также располагаться в конусообразной зоне 151 и/или могут быть исключены из калибрующей зоны 157. Дополнительно, также в объеме настоящего изобретения различные зоны режущего профиля могут иметь конические режущие элементы 144 с различными высотами выхода (в сравнении с резцами 142) между различными зонами. Такие перепады могут выполняться с постепенным или ступенчатым переходом.
Также показанные на фиг. 9 и 9А радиально смежные (при рассмотрении во вращающейся плоскости) элементы 144.7, 142.8 и 144.9 установлены на нескольких лопастях. Конкретно, конические режущие элементы 144.7 и 144.9 создают канавки в породе пласта, следом проходит резец 142.8. Таким образом, резец 142.8 располагается на находящейся сзади лопасти 146а2 при сравнении с каждым из конических режущих элементов 144.7 и 144.9. Находящаяся сзади лопасть является лопастью, которая когда вращается вокруг оси, проходит через опорную плоскость следом за ведущей лопастью. В варианте осуществления, показанном на фиг. 9 и 9А, конические режущие элементы 144.7 и 144.9 расположены на двух отдельных лопастях (т.е. лопастях 146а1 и 146Ы); вместе с тем, в других вариантах осуществления два конических режущих элемента 144, размещенных в радиально смежных положениях на резце 142 могут устанавливаться на одной лопасти.
Что касается фиг. 11А-С, то схема расположения вооружения для конкретного варианта осуществления бурового долота (показано на фиг. 11В-С) показана на фиг. 11А. Например, как показано на фиг. 11 А-С, радиальные положения режущих элементов являются такими, что две лопасти 146 режущих элементов имеют в составе исключительно конические режущие элементы 144, четыре ряда 146 имеют в составе исключительно резцы 142, и два ряда 146 имеют смешанный состав из резцов 142 и конических режущих элементов 144. В отличие от варианта осуществления, показанного на фиг. 9, вариант осуществления фиг. 11А-С включает в себя шахматное расположение конических режущих элементов 144 и резцов 142 для всех без исключения положений. Следовательно, в таком случае конические режущие элементы 144 должны располагаться во всех без исключения радиальных положениях с нечетными номерами, и резцы 142 должны располагаться во всех без исключения радиальных положениях с четными номерами. Дополнительно, в зависимости от конкретных радиальных положений режущих элементов, пара конических режущих элементов 142, оставляющая опережающую канавку, через которую проходит резец 142, может располагаться на одной лопасти или может располагаться на различных лопастях.
В общем, при установке в нужное положение режущих элементов (конкретно, резцов) на лопасти долота или расширителя резцы можно вставлять в гнезда резцов (или отверстия в варианте конических режущих элементов) для изменения угла, под которым резцы ударяют по горной породе. Конкретно, передний угол в продольной плоскости (т.е. вертикальную ориентацию) и боковой наклон (т.е. боковую ориентацию) резца можно регулировать. В общем, передний угол в продольной плоскости определяется, как угол, образованный между режущей поверхностью резца 142 и линией, нормальной к разрушаемой горной породе. Как показано на фиг. 12, в случае обычного резца 142, имеющего нулевой передний угол в продольной плоскости, режущая поверхность 44 является, по существу, перпендикулярной или нормальной к горной породе. Резец 142 с отрицательным передним углом в продольной плоскости имеет режущую поверхность 44, входящую в контакт с породой пласта под углом меньше 90°, измеренным от материала породы пласта. Аналогично, резец 142 с положительным передним углом в продольной плоскости имеет режущую поверхность 44, входящую в контакт с породой пласта под углом больше 90°, измеренным от породы пласта. Боковой наклон определяется как угол между режущей поверхностью и радиальной плоскостью долота (плоскость χ-ζ). При рассмотрении вдоль оси ζ отрицательный боковой наклон получается в результате поворота резца против часовой стрелки, и положительный боковой наклон - в результате поворота резца по часовой стрелке. В конкретном варианте осуществления передний угол в продольной плоскости обычных резцов может иметь величину в диапазоне от -5 до -45 и боковой наклон от 0 до 30.
Вместе с тем, конические режущие элементы не имеют режущей поверхности и поэтому ориентация конических режущих элементов должна определяться иначе. При учете ориентации конических режущих элементов в дополнение к вертикальной или боковой ориентации корпуса режущего элемента
- 6 027355 коническая геометрия режущего торца также влияет на то, как и под каким углом конический режущий элемент ударяет по горной породе.
Конкретно, в дополнение к переднему углу в продольной плоскости, влияющему на агрессивность взаимодействия конического режущего элемента с породой пласта, геометрия режущего торца (конкретно, угол при вершине и радиус кривизны) сильно влияют на агрессивность, с которой конический режущий элемент атакует породу пласта. В контексте конического режущего элемента, как показано на фиг. 12, передний угол в продольной плоскости определяется, как угол α, образованный между осью конического режущего элемента 144 (конкретно, осью конического режущего торца) и линией, нормальной к породе пласта, разрушение которой производят. Как показано на фиг. 13, для конического режущего элемента 144 с нулевым передним углом в продольной плоскости ось конического режущего элемента 144 является, по существу, перпендикулярной или нормальной к материалу породе пласта. Конический режущий элемент 144, имеющий отрицательный передний угол α в продольной плоскости, имеет ось, входящую в контакт с породой пласта под углом меньше 90°, измеренным от материала породы пласта. Аналогично, конический режущий элемент 144 с положительным передним углом α в продольной плоскости имеет ось, входящую в контакт с породой пласта под углом больше 90°, измеренным от породы пласта. В конкретном варианте осуществления передний угол в продольной плоскости конических режущих элементов может являться нулевым или в другом варианте осуществления может являться отрицательным. В конкретном варианте осуществления передний угол в продольной плоскости конических режущих элементов может находиться в диапазоне от - 35 до 35°, от -10 до 10°, от 0 до 10° в конкретном варианте осуществления и от -5 до 5° в альтернативном варианте осуществления. Кроме того, боковой наклон конических режущих элементов может находиться в диапазоне от около -10 до 10° в различных вариантах осуществления.
В дополнение к ориентации оси относительно породы пласта агрессивность конических режущих элементов может также зависеть от угла при вершине или, конкретно, угла между породой пласта и ведущим участком конического режущего элемента. Вследствие конической формы конических режущих элементов у них отсутствует режущая кромка; вместе с тем, директриса конической режущей поверхности может определяться, как самые первые точки конического режущего элемента на каждой аксиальной точке вдоль поверхности конического режущего торца при вращении долота. Иначе говоря, сечение можно взять для конического режущего элемента вдоль плоскости в направлении вращения долота, как показано на фиг. 14. Директрису 145 конического режущего элемента 144 в такой плоскости можно рассматривать по отношению к породе пласта. Угол набегания конического режущего элемента 144 определяется, как угол α, образованный между директрисой 145 конического режущего элемента 144 и породой пласта, разрушение которой производят. Угол набегания должен меняться в зависимости от переднего угла в продольной плоскости и угла конусности, и таким образом, угол набегания конического режущего элемента можно вычислить.
На фиг. 7 показано и также входит в объем настоящего изобретения, что резцы 142 и конические режущие элементы 144 можно устанавливать с различной высотой выхода. Конкретно, в варианте осуществления по меньшей мере один резец 142 можно устанавливать с высотой выхода больше, чем по меньшей мере у одного конического режущего элемента 144, с которым, в еще более конкретном варианте осуществления, резец 142 может являться радиально смежным. Альтернативно, режущие элементы можно устанавливать с одинаковой высотой выхода или по меньшей мере один конический режущий элемент 144 можно устанавливать с высотой выхода больше, чем по меньшей мере у одного резца 142, который в более конкретном варианте осуществления может являться радиально смежным резцом 142. Выбор перепада высоты выхода может основываться, например, на типе породы пласта, подлежащей бурению. Например, конический режущий элемент 144 с большей высотой выхода может являться предпочтительным для более твердой породы пласта, а резцы 142 с большей высотой выхода могут являться предпочтительными при более мягкой породе пласта. Дополнительно, перепад высот выхода может обеспечивать улучшенное бурение в переходных зонах между породами пласта разного типа. Если резец имеет увеличенную высоту выхода (для бурения через более мягкую породу пласта), он может затупиться при проходке породы пласта другого типа, и затупление резца может обеспечивать вход в контакт конического режущего элемента.
Дополнительно, использование конических режущих элементов 144 с резцами 142 может обеспечивать использование резцов 142 со скосом режущей кромки меньше, чем обычно подходящим для бурения (скосом достаточно большим для минимизации вероятности выкрашивания). Например, резцы 142 можно хонинговать (-0,001 дюйм (0,025 мм) длина скоса) или можно снабжать скосом длиной 0,005 дюйм (0,127 мм). Вместе с тем, также в объеме настоящего изобретения увеличенные скосы (более 0,005 дюймов (0,127 мм) можно использовать.
Хотя в вариантах осуществления фиг. 9-11 показаны режущие элементы проходящие, по существу, вблизи центральной осевой линии бурового долота (и/или лопастей, пересекающих центральную осевую линию), также в объеме настоящего изобретения центральная зона долота может оставаться свободной от вооружения (и лопастей). Пример схемы расположения режущих элементов такого бурового долота
- 7 027355 показан на фиг. 20. На фиг. 20 резцы 142 и конические режущие элементы 144 установлены на лопастях 146, которые не пересекают центральной осевой линии долота, вместо этого в данном центральном участке 148 долота образована выемка между лопастями, свободная от режущих элементов. Альтернативно, различные варианты осуществления настоящего изобретения могут включать в себя центральный колонковый режущий элемент такого типа, как описан в И.8. Ра1еи1 № 5655614, выдан настоящему патентообладателю и в данном документе полностью включен в виде ссылки. Такой режущий элемент может иметь либо цилиндрическую форму, аналогичную резцам 142 или конический режущий торец, аналогичный коническим режущим элементам 144.
Некоторые варианты осуществления настоящего изобретения могут включать в себя смешанное использование резцов и конических режущих элементов, где резцы разнесены дополнительно друг от друга, и конические режущие элементы установлены в нужных положениях между двумя радиально смежными резцами. Интервалы между резцами 142 в вариантах осуществления (включающих в себя описанные выше) можно рассматривать как интервалы между двумя смежными резцами 142 на одной лопасти или двумя радиально смежными резцами 142, когда все режущие элементы повернуты в одну плоскость.
Например, показанное на фиг. 21 буровое долото 100 может включать в себя множество лопастей 140 с множеством резцов 142 и множеством конических режущих элементов 144 на нем. Как показано, резцы 142 и конические режущие элементы 144 оборудованы по альтернативной схеме на каждой лопасти 140. Для двух резцов 142 смежных друг с другом (с коническим режущим элементом 144 между ними сзади от них) на одной лопасти два смежных резца могут быть разнесены на расстояние И друг от друга, как показано на фиг. 21. В одном варианте осуществления Ό может быть больше или равно четверти диаметра С резца, т.е. 1/4С<И. В других вариантах осуществления нижний предел И может быть любым, 0,1С, 0,2С, 0,25С, 0,33С, 0,5С, 0,67С, 0,75С, С или 1,5С, и верхний предел И может быть любым, 0,5С, 0,67С, 0,75С, С, 1,25С, 1,5С, 1,75С или 2С, где любой нижний предел можно комбинировать с любым верхним пределом. Конические режущие элементы 144 могут устанавливаться на лопасти 140 в радиальном положении между двумя резцами (на одной лопасти или на двух или больше различных лопастях в ведущем или заднем положении относительно резцов) для защиты поверхности лопасти и/или для помощи в калибровании породы пласта.
Выбор конкретного интервала между смежными резцами 142 может основываться на числе лопастей, например, и/или необходимой степени перекрывания между радиально смежными резцами при повороте резцов в один профиль вращения. Например, в некоторых вариантах осуществления может являться необходимым иметь полное покрытие забоя ствола скважины (без промежутков в профиле резания, образованном резцами 142) всеми резцами 142 на долоте 100, а в других вариантах осуществления может являться необходимым иметь промежутки 148 между, по меньшей мере несколькими резцами 142, взамен по меньшей мере частично заполненные коническими режущими элементами 144, как показано на фиг. 22. В некоторых вариантах осуществления ширина между радиально смежными резцами 142 (при повороте в одну плоскость) может находиться в диапазоне от 0,1 дюйма (2,5 мм) до диаметра резца (т.е. С). В других вариантах осуществления нижний предел ширины между резцами 142 (при повороте в одну плоскость) может быть любым, 0,1С, 0,2С, 0,4С, 0,5С, 0,6С или 0,8С, и верхний предел ширины между резцами 142 (при повороте в одну плоскость) может быть любым, 0,4С, 0,5С, 0, 6С, 0,8С или С, где любой нижний предел можно комбинировать с любым верхним пределом.
В других вариантах осуществления режущие кромки 143 радиально смежных (при повороте) резцов 142 могут являться, по меньшей мере, касательными друг с другом, как показано на фиг. 23 в другом варианте осуществления режущего профиля 146 резцов 142 на виде при повороте в одну плоскость, проходящих наружу от продольной оси Ь долота (не показано). Хотя это не показано, конические режущие элементы можно включать в состав между любыми двумя радиально смежными резцами 142 (при повороте), как рассмотрено выше. Как показано на фиг. 24 в другом варианте осуществления режущего профиля 146 из резцов 142 на виде при повороте в одну плоскость, проходящих наружу от продольной оси Ь долота (не показано), режущие кромки 143 радиально смежных (при повороте) резцов 142 могут перекрываться на величину V. Хотя это не показано, конические режущие элементы можно включать в состав между любыми двумя радиально смежными резцами 142 (при повороте), как рассмотрено выше. Перекрывание V может определяться, как расстояние перекрывания вдоль режущей поверхности резцов 142, по существу, параллельно соответствующему участку режущего профиля 146. В одном варианте осуществления верхний предел перекрывания V между двумя радиально смежными (при повороте) резцами 142 может быть равен радиусу резца (или половине диаметра С резца), т.е. ^С/2. В других вариантах осуществления верхний предел перекрывания V может основываться на радиусе (С/2) и числе лопастей, имеющихся у долота, конкретно, радиусе, деленном на число лопастей, т.е. С/2В, где В число лопастей. Таким образом, для двухлопастного долота верхний предел перекрывания V может составлять С/4, и для четырехлопастного долота верхний предел перекрывания V может составлять С/8. Таким образом, V может, в общем, находиться в диапазоне 0<У<С/2, и в конкретных вариантах осуществления нижний предел V может быть любым, С/10В, С/8В, С/6В, С/4В, С/2В или 0,1С, 0,2С, 0,3С или 0,4С (для любого
- 8 027355 числа лопастей), и верхний предел V может быть любым, С/8В, С/6В, С/4В, С/2В, 0,2С, 0,3С, 0,4С или 0,5С, где любой нижний предел можно использовать с любым верхним пределом.
В примере варианта осуществления режущие поверхности резцов могут иметь вылет по высоте больше, чем вершина конических режущих элементов (т.е. включенный профиль основных режущих элементов входит в контакт на большей глубине с породой пласта, чем вспомогательные режущие элементы; и вспомогательные режущие элементы являются выключенным профилем). В других вариантах осуществления конические режущие элементы могут иметь вылет по высоте больше, чем у обычных резцов. При использовании в данном документе термин выключенный профиль можно использовать для структуры, проходящей от несущей резец поверхности (например, ограничителя глубины резания режущего элемента и т.д.), которая имеет вылет по высоте меньше вылета по высоте одного или нескольких других режущих элементов, образующих наиболее удаленный от центра режущий профиль данной лопасти. При использовании в данном документе термин вылет по высоте используется для описания расстояния, на которое режущая поверхность выступает от несущей резец поверхности лопасти, к которой резец прикреплен. В некоторых вариантах осуществления вспомогательный режущий элемент может иметь одинаковую величину выступа с основным режущим элементом, но в других вариантах осуществления основной резец может иметь величину выступа больше или вылет по высоте больше, чем у вспомогательного резца. Такие вылеты по высоте могут находиться в диапазоне, например, от 0,005 дюймов (0,127 мм) до С/2 (радиус резца). В других вариантах осуществления нижний предел вылета по высоте может быть любым, 0,1С, 0,2С, 0,3С или 0,4С и верхний предел вылета по высоте может быть любым, 0,2С, 0,3С, 0,4С или 0,5С, где любой нижний предел можно использовать с любым верхним пределом. Дополнительные вылеты по высоте можно использовать в любых из упомянутых выше вариантов осуществления, включающих в себя использование как конических режущих элементов, так и резцов.
Также объем настоящего изобретения предусматривает возможность использования в любом из описанных выше вариантов осуществления не конических, но и не плоских долбящих режущих элементов на месте конических режущих элементов, т.е. режущих элементов с вершиной, которая может долбить породу пласта, таких как элементы в форме зубила, куполообразной формы, в форме усеченного конуса или граненые режущие элементы и т.д.
Дополнительно, различные варианты осуществления настоящего изобретения могут также включать в себя режущее средство с алмазами, импрегнированными в тело матрицы. Такое импрегнирование алмазами может иметь форму импрегнирования в лопасть или иметь форму режущих элементов, выполненных с алмазами, импрегнированными в тело матрицы материала. В конкретном варианте осуществления вставные стержни с алмазами, импрегнированными в тело матрицы, описанные в И.8. Ра1сШ № 6394202 и И.8. Ра1сШ РиЪНеайои № 2006/0081402, часто называемые в технике абразивными вставными стержнями горячего прессования, могут устанавливаться в гнезда, выполненные в лопасти, по существу, перпендикулярно поверхности лопасти и крепиться с помощью пайки, на клею, механическим средством, например, посадкой с натягом или т.п., аналогично использованию абразивных вставных стержней горячего прессования и алмазов импрегнированных в тело матрицы долот, как рассмотрено в И.8. Ра1сШ № 6394202, или вставки могут укладываться бок о бок в лопасти. Дополнительно, специалисту в данной области техники должно быть ясно, что любую комбинацию рассмотренных выше режущих элементов можно крепить к любым лопастям настоящего изобретения. В конкретном варианте осуществления по меньшей мере один предварительно отформованный вставной стержень с алмазами, импрегнированными в тело матрицы, может быть установлен во вспомогательном положении (т.е. сзади) по меньшей мере одного конического режущего элемента. В другом конкретном варианте осуществления предварительно отформованный вставной стержень с алмазами, импрегнированными в тело матрицы, может быть установлен, по существу, в одинаковом радиальном положении во вспомогательном положении или положении сзади каждого конического режущего элемента. В конкретном варианте осуществления предварительно отформованный вставной стержень с алмазами, импрегнированными в тело матрицы, устанавливается во вспомогательном положении или положении сзади конического режущего элемента с высотой выхода меньше, чем у конического режущего элемента. В конкретном варианте осуществления вставной стержень с алмазами, импрегнированными в тело матрицы, устанавливается на около 0,030-0,100 дюймов (0,76-2,54 мм) ниже вершины конического режущего элемента. Дополнительно, вставные стержни с алмазами, импрегнированными в тело матрицы, могут иметь различные формы. Например, в различных вариантах осуществления верхняя поверхность элемента с алмазами, импрегнированными в тело матрицы, может быть плоской, куполообразной или конической для контакта с породой пласта. В конкретном варианте осуществления предусмотрена либо куполообразная или коническая верхняя поверхность.
В таких вариантах осуществления, содержащих вставные стержни или лопасти с алмазами, импрегнированными в тело матрицы, такие импрегнированные материалы могут включать в себя суперабразивные частицы, диспергированные в сплошном материале матрицы, таком как материалы подробно описанные ниже.
- 9 027355
Дополнительно, такие предварительно отформованные вставные стержни или лопасти могут выполняться из заключенных в оболочку частиц, как описано в и.8. Ра1еп1 РиЫюайоп № 2006/0081402 и и.8. ЛррИсаНоп 8епа1 № 11/779083, 11/779104 и 11/937969. Суперабразивные частицы можно выбирать из синтетических алмазов, природных алмазов, восстановленной абразивной крошки природных или синтетических алмазов, кубического нитрида бора, теплоустойчивого поликристаллического алмаза, карбида кремния, оксида алюминия, инструментальной стали, карбида бора или их комбинаций. В различных вариантах осуществления некоторые участки лопастей могут быть импрегнированы частицами, выбранными для получения в результате более абразивного ведущего участка в сравнении с идущим сзади участком (или наоборот).
Импрегнированные частицы могут диспергироваться в сплошном материале матрицы, образованной из порошка матрицы и связующего материала (порошка связующего и/или инфильтрующего связующего сплава). Порошковый материал матрицы может включать в себя смесь карбидных соединений и/или металлического сплава с использованием любой методики, известной специалисту в данной области техники. Например, порошковый материал матрицы может включать в себя по меньшей мере одно из следующего: частицы микрокристаллического карбида вольфрама, частицы обогащенного углеродом карбида вольфрама, частицы литого карбида вольфрама и частицы спеченного карбида вольфрама. В других вариантах осуществления можно использовать карбиды не вольфрама, а ванадия, хрома, титана, тантала, ниобия и другие карбиды группы переходных металлов. В других вариантах осуществления можно использовать карбиды, оксиды и нитриды металлов групп 1УА, УЛ или У1Л. Обычно связующая фаза может образовываться из порошкообразного компонента и/или инфильтрующегося компонента. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения твердые частицы можно использовать в комбинации с порошкообразным связующим, таким как кобальт, никель, железо, хром, медь, молибден и их сплавы и их комбинации. В различных других вариантах осуществления инфильтрующееся связующее может включать в себя Си-Мп-Νί сплав, №-Сг-8СВ-А1-С сплав, Νί-Ά1 сплав и/или Си-Р сплав. В других вариантах осуществления инфильтрующийся материал матрицы может включать в себя карбиды в количествах от 0 до 70 вес.% в дополнение по меньшей мере к одному связующему в количестве от 30 до 100 вес.% для осуществления связывания материала матрицы и импрегнированных материалов. Дополнительно, даже в вариантах осуществления, в которых импрегнирование алмазами не создается (или предусмотрено в виде предварительно отформованных вставных стержней), данные материалы матрицы можно также использовать для выполнения конструкций лопастей, в которых или на которых режущие элементы настоящего изобретения используются.
На фиг. 15А-С показаны различные виды конических режущих элементов, которые можно использовать в любом из вариантов осуществления, раскрытых в данном документе. Конические режущие элементы 128 (различные виды которых показаны на фиг. 15А-15С), созданные на буровом долоте или расширителе, имеют алмазный слой 132 на опорном штыре 134 (например, опорном штыре из цементированного карбида вольфрама), где алмазный слой 132 образует коническую алмазную рабочую поверхность. Конкретно, коническая геометрическая форма может содержать боковую стенку, по касательной соединяющуюся с кривой вершины. Конические режущие элементы 128 можно формовать способами, аналогичными используемым в формовании усиленных алмазами штыревых вставок (используемых в шарошечном долоте с коническими шарошками) или с твердой пайкой компонентов. Поверхность сопряжения (отдельно не показано) между алмазным слоем 132 и опорным штырем 134 может быть неплоской или неоднородной, например, для минимизации случаев отслоения алмазного слоя 132 от опорного штыря 134 в процессе работы и для улучшения прочности и ударной стойкости элемента. Специалисту в данной области техники должно быть ясно, что поверхность сопряжения может включать в себя один или несколько выпуклых или вогнутых участков, известных в технике, как неплоские поверхности сопряжения. Кроме того, специалисту в данной области техники должно быть ясно, что использование нескольких неплоских поверхностей сопряжения может обеспечивать увеличенную толщину алмазного слоя в зоне вблизи вершины. Дополнительно, может являться необходимым создание такой геометрии поверхности сопряжения, где алмазный слой имеет максимальную толщину в критической зоне, охватывающей основную контактную зону между улучшенным алмазом элементом и породой пласта. Дополнительно формы и поверхности сопряжения, которые можно использовать для улучшенных алмазами элементов настоящего изобретения, включают в себя позиции, описанные в И.8. Ра1еп1 РиЫюайоп № 2008/0035380, полностью включено в данный документ в виде ссылки. Дополнительно, алмазный слой 132 может выполняться из любого поликристаллического суперабразивного материала, включающего в себя, например, поликристаллический алмаз, поликристаллический кубический нитрид бора, теплоустойчивый поликристаллический алмаз (формируется либо обработкой поликристаллического алмаза, выполненного из металла, такого как кобальт, или поликристаллического алмаза выполненного с помощью металла, имеющего более низкий коэффициент теплового расширения, чем кобальт).
Как упомянуто выше, вершина конического режущего элемента может иметь кривизну, включающую в себя радиус кривизны. В данном варианте осуществления радиус кривизны может находиться в диапазоне от около 0,050 до 0,125. В некоторых вариантах осуществления кривизна может иметь изменяющийся радиус кривизны, участки, образованные параболой, гиперболой, участки линии провисания
- 10 027355 или параметрического сплайна. Дополнительно, как показано на фиг. 15А-В, угол β конусности конического конца может изменяться и может выбираться на основании конкретной породы пласта, подлежащей бурению. В конкретном варианте осуществления угол β конусности может находиться в диапазоне от около 75 до 90°.
На фиг. 15С показан асимметричный или скошенный конический режущий элемент. Как показано на фиг. 15С, участок 135 режущего торца конического режущего элемента 128 имеет ось, не совпадающую с осью опорного штыря 134. В конкретном варианте осуществления по меньшей мере один асимметричный конический режущий элемент можно использовать на любом из описанных буровых долот или расширителей. Асимметричный конический режущий элемент можно выбирать с осью режущей вершины лучше совпадающей с направлением нормальной или реактивной силы, действующей на режущий элемент от породы пласта, или изменяющей агрессивность конического режущего элемента относительно породы пласта. В конкретном варианте осуществления угол γ, образованный между режущим торцом или осью конуса и осью опорного штыря, может находиться в диапазоне от 37,5 до 45°, при этом, угол на задней стороне больше на 5-20° ведущего угла. На фиг. 17 передний угол 165 в продольной плоскости асимметричного (т.е. скошенного) конического режущего элемента образуется с осью конического режущего торца, которая не проходит через центр основания конического режущего торца. Угол 167 набегания, как описано выше, является углом между ведущим участком боковой стенки конического режущего элемента и породой пласта. Как показано на фиг. 17, ось режущего торца, проходящая через вершину, направлена в сторону обратную направлению вращения долота.
На фиг. 16А-С показан участок конического режущего элемента 144 смежный с вершиной 139 режущего торца 135, который может выполняться скошенным или сточенным на режущем элементе для образования скошенной поверхности 138. Например, угол косого среза скоса может быть измерен как угол между скошенной поверхностью и плоскостью нормальной вершине конического режущего элемента. В зависимости от необходимой агрессивности угол косого среза может находиться в диапазоне от 15 до 30°. На фиг. 16В и 16С показаны углы косого среза 17 и 25°. Дополнительно длина скоса может зависеть, например, от угла косого среза, а также угла при вершине.
В дополнение к или альтернативно неплоской поверхности сопряжения между алмазным слоем 132 и карбидным опорным штырем 134 в конических режущих элементах 144 конкретный вариант осуществления конических режущих элементов может включать в себя поверхность сопряжения, не являющуюся нормальной к оси опорного штыря, как показано на фиг. 19, что дает в результате асимметричный алмазный слой. Конкретно, в таком варианте осуществления объем алмаза на одной половине конического режущего элемента больше, чем на другой половине конического режущего элемента. При выборе угла поверхности сопряжения относительно основания можно, например, учитывать конкретный передний угол в продольной плоскости, угол набегания, угол при вершине, ось для конического режущего торца и получать минимизацию значения срезающих сил на алмазно-карбидной поверхности сопряжения, создавая на поверхности сопряжения увеличенное напряжение сжатия вместо срезающего напряжения.
Как описано во всем настоящем изобретении, комбинации режущих элементов и вооружения можно использовать как на буровом долоте с фиксированными резцами, так и на расширителе ствола скважины. На фиг. 25 показана общая конфигурация расширителя 830 ствола скважины, который включает в себя один или несколько режущих элементов настоящего изобретения. Расширитель 830 ствола скважины содержит корпус 832 инструмента и множество лопастей 838, установленных в выбранных азимутальных положениях по периметру корпуса. Расширитель 830 ствола скважины, в общем, содержит соединения 834, 836 (например, резьбовые соединения), так что расширитель 830 ствола скважины может соединяться со смежными бурильными инструментами, содержащимися, например, в бурильной колонне и/или компоновке низа бурильной колонны (КНБК) (не показано). Корпус 832 инструмента, в общем, включает в себя сквозной канал, так что буровой раствор может проходить через расширитель 830 ствола скважины при перекачке с поверхности (например, от расположенных на поверхности буровых насосов (не показано) на дно забоя ствола скважины (не показано). Корпус 832 инструмента может выполняться из стали или других материалов известных в технике. Например, корпус 832 инструмента может также выполняться из материала матрицы с инфильтрованным связующим сплавом.
Лопасти 838, показанные на фиг. 25, являются спиральными лопастями и в общем устанавливаются, по существу, с равными угловыми интервалами по периметру корпуса инструмента, такого как расширитель 830 ствола скважины. Данное расположение не ограничивает объем изобретения, являясь только иллюстративным. Специалист в данной области техники должен понимать, что любой известный в технике скважинный породоразрушающий инструмент можно использовать. Хотя на фиг. 25 подробно не показано местоположение конических режущих элементов, их установка на инструменте может соответствовать всем вариантам, описанным выше.
Кроме того, в дополнение к варианту применения в скважинном инструменте, таком как расширитель ствола скважины, разбуриватель, центратор с жесткими лопастями и т.д., буровое долото с использованием режущих элементов согласно различным вариантам осуществления изобретения, такое как раскрытое в данном документе, может иметь улучшенные показатели бурения на высоких скоростях
- 11 027355 вращения в сравнении с буровыми долотами известной техники. Такие высокие скорости вращения являются обычными, когда буровое долото вращает турбина, гидравлический двигатель или при использовании долота в других вариантах с высокой скоростью вращения.
Кроме того, специалист в данной области техники должен понимать, что не существует ограничений по диаметрам режущих элементов настоящего изобретения. Например, в различных вариантах осуществления, режущие элементы могут выполняться с диаметрами, такими как, без ограничения этим, 9, 13, 16 и 19 мм. Выбор диаметров режущих элементов может основываться, например, на типе породы пласта, подлежащей бурению. Например, в более мягких породах пласта может являться необходимым использование более крупных режущих элементов, а в более твердых породах пласта может являться необходимым использование более мелких режущих элементов.
Дополнительно также в объеме настоящего изобретения резцы 142 в любом из описанных выше вариантах осуществления могут являться вращающимися режущими элементами, такими как описанные в и.8. Ра1еп1 № 7703559, И.8. Ра1еп1 РиЬПсаОоп № 2010/0219001 и И.8. Ра1еп1 Лррйсайоп № 61/351035, все на имя патентообладателя настоящей заявки и полностью включены в данный документ в виде ссылки.
Дополнительно, хотя во многих из описанных выше вариантов осуществления описаны резцы и конические режущие элементы, установленные в различных радиальных положениях относительно друг друга, предложена возможность разноса конических режущих элементов с равными интервалами между радиально смежными резцами (или, наоборот, для интервалов резцов между коническими режущими элементами), но также предусматривается возможность использования не равных интервалов разноса. Дополнительно, также в объеме настоящего изобретения предусмотрена возможность установки конических режущих элементов и резцов в одинаковом радиальном положении, например на одной лопасти, так что один идет сзади другого.
Варианты осуществления настоящего изобретения могут включать в себя одно или несколько следующих преимуществ. Варианты осуществления настоящего изобретения могут обеспечивать создание буровых долот с фиксированными резцами или других породоразрушающих инструментов с фиксированными резцами с возможностью эффективного бурения с экономически выгодной скоростью проходки и в породах пластов с твердостью выше приемлемой для использования обычных долот РЭС. Конкретнее, настоящие варианты осуществления позволяют бурить в мягких, средних, средне-твердых и даже некоторых твердых породах, поддерживая агрессивный профиль режущего элемента для сохранения приемлемой скорости проходки в течение приемлемого времени и при этом обеспечивают снижение затрат, принятых в настоящее время в отрасли. Комбинация срезающих резцов с коническими режущими элементами обеспечивает бурение с созданием канавок (коническими режущими элементами) для ослабления породы и затем осуществление выемки последующим действием срезающего резца. Кроме того, другие варианты осуществления могут также обеспечивать улучшенную долговечность с помощью перехода от механизма резания к истиранию (при включении импрегнирования алмазами). Дополнительно, различные варианты геометрии и установки конических режущих элементов могут обеспечивать оптимизацию использования конических режущих элементов во время работы, конкретно, с уменьшением или минимизацией повреждающих нагрузок и напряжений на режущих элементах во время бурения.
Хотя изобретение описано для ограниченного числа вариантов осуществления, специалист в данной области техники, получивший пользу от данного изобретения, должен понимать, что можно разрабатывать другие варианты осуществления, не отходящие от объема изобретения, раскрытого в данном документе.
Соответственно, объем изобретения ограничивает только прилагаемая формула изобретения.
Claims (23)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Буровое долото для бурения ствола скважины в толще горных пород, содержащее корпус долота, имеющий ось долота и торец долота;множество лопастей, проходящих радиально по торцу долота; и множество режущих элементов, установленных на множестве лопастей, причем множество режущих элементов содержит по меньшей мере один резец, содержащий опорный штырь и алмазную грань, имеющую, по существу, плоскую режущую поверхность; и по меньшей мере два неплоских режущих элемента, содержащих опорный штырь и алмазный слой, имеющих неплоский режущий торец, при этом на виде при повороте множества режущих элементов в одну плоскость по меньшей мере один резец расположен в радиальном положении относительно осевой линии долота между радиальными положениями по меньшей мере двух неплоских режущих элементов.
- 2. Буровое долото по п.1, в котором по меньшей мере один резец установлен на расположенной сзади лопасти относительно по меньшей мере одной лопасти, на которой установлен по меньшей мере один неплоский режущий элемент.
- 3. Буровое долото по п.2, в котором по меньшей мере два неплоских режущих элемента расположены на двух отдельных лопастях.
- 4. Буровое долото по п.1, в котором по меньшей мере два неплоских режущих элемента расположены на одной лопасти.
- 5. Буровое долото по п.1, в котором по меньшей мере два неплоских режущих элемента установлены в носовой зоне и выступающей зоне режущего профиля.
- 6. Буровое долото по п.1, в котором по меньшей мере два неплоских режущих элемента имеют передний угол в продольной плоскости с величиной в диапазоне от около -35 до 35°.
- 7. Буровое долото по п.1, в котором по меньшей мере два неплоских режущих элемента имеют передний угол в продольной плоскости с величиной в диапазоне от 0 до 10°.
- 8. Буровое долото по п.1, в котором по меньшей мере один неплоский режущий элемент установлен с высотой выхода больше, чем у радиально смежного резца.
- 9. Буровое долото по п.1, в котором по меньшей мере один неплоский режущий элемент установлен с высотой выхода меньше, чем у радиально смежного резца.
- 10. Буровое долото по п.1, в котором по меньшей мере один неплоский режущий элемент установлен, по существу, с высотой выхода одинаковой с радиально смежным резцом.
- 11. Буровое долото по п.1, в котором лопасти бурового долота не пересекают центральной осевой линии бурового долота.
- 12. Буровое долото по п.11, дополнительно содержащее центральный колонковый режущий элемент, установленный в зоне между по меньшей мере двумя лопастями.
- 13. Буровое долото по п.12, в котором центральный колонковый режущий элемент содержит резец.
- 14. Буровое долото по п.12, в котором центральный колонковый режущий элемент содержит режущий элемент, заканчивающийся закругленной вершиной.
- 15. Буровое долото по п.1, в котором, по меньшей мере, участок по меньшей мере одной лопасти содержит множество суперабразивных частиц, диспергированных на сплошном материале матрицы.
- 16. Буровое долото по п.1, в котором множество режущих элементов дополнительно содержат по меньшей мере один вставной стержень с алмазами, импрегнированными в тело матрицы, вставленный в отверстие, по меньшей мере в одной лопасти.
- 17. Буровое долото по п.16, в котором по меньшей мере один вставной стержень с алмазами, импрегнированными в тело матрицы, установлен, по существу, в одинаковом радиальном положении по меньшей мере с одним неплоским режущим элементом и распложен сзади от него.
- 18. Буровое долото по п.1, в котором по меньшей мере один по меньшей мере из двух неплоских режущих элементов содержит ось неплоского режущего торца, не совпадающую с осью опорного штыря.
- 19. Буровое долото по п.18, в котором угол, образованный между осью неплоского режущего торца и осью опорного штыря, имеет величину в диапазоне от 37,5 до 45°.
- 20. Буровое долото по п.1, в котором по меньшей мере один по меньшей мере из двух неплоских режущих элементов содержит скошенную поверхность, смежную с вершиной режущего торца.
- 21. Буровое долото по п.20, в котором угол косого среза скошенной поверхности имеет величину в диапазоне от около 15 до 30°.
- 22. Буровое долото по п.1, в котором по меньшей мере один резец имеет скос с величиной в диапазоне от около 0,001 до около 0,005 дюймов (0,025-0,127 мм).
- 23. Буровое долото по п.1, в котором по меньшей мере один по меньшей мере из двух неплоских режущих элементов содержит асимметричный алмазный слой.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201161441319P | 2011-02-10 | 2011-02-10 | |
US201161499851P | 2011-06-22 | 2011-06-22 | |
PCT/US2012/024606 WO2012109517A1 (en) | 2011-02-10 | 2012-02-10 | Kerfing hybrid drill bit and other downhole cutting tools |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA201391150A1 EA201391150A1 (ru) | 2014-01-30 |
EA027355B1 true EA027355B1 (ru) | 2017-07-31 |
Family
ID=46636034
Family Applications (3)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA201391153A EA025749B1 (ru) | 2011-02-10 | 2012-02-10 | Вооружение для бурового долота с фиксированными резцами и других скважинных породоразрушающих инструментов |
EA201391150A EA027355B1 (ru) | 2011-02-10 | 2012-02-10 | Создающее опережающие канавки на забое гибридное буровое долото |
EA201691772A EA032667B1 (ru) | 2011-02-10 | 2012-02-10 | Скважинный породоразрушающий инструмент |
Family Applications Before (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA201391153A EA025749B1 (ru) | 2011-02-10 | 2012-02-10 | Вооружение для бурового долота с фиксированными резцами и других скважинных породоразрушающих инструментов |
Family Applications After (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA201691772A EA032667B1 (ru) | 2011-02-10 | 2012-02-10 | Скважинный породоразрушающий инструмент |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (6) | US9366090B2 (ru) |
CN (2) | CN103827435B (ru) |
BR (2) | BR112013020374B1 (ru) |
CA (3) | CA2923870C (ru) |
EA (3) | EA025749B1 (ru) |
GB (2) | GB2503145B (ru) |
WO (2) | WO2012109518A1 (ru) |
ZA (1) | ZA201306315B (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2769009C1 (ru) * | 2021-08-23 | 2022-03-28 | Алексей Викторович Чихоткин | Буровое долото |
Families Citing this family (68)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8899357B2 (en) | 2008-12-11 | 2014-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilevel force balanced downhole drilling tools and methods |
US8851207B2 (en) | 2011-05-05 | 2014-10-07 | Baker Hughes Incorporated | Earth-boring tools and methods of forming such earth-boring tools |
SA111320671B1 (ar) | 2010-08-06 | 2015-01-22 | بيكر هوغيس انكور | عوامل القطع المشكلة لادوات ثقب الارض و ادوات ثقب الارض شاملة عوامل القطع هذه و الطرق المختصة بها |
GB2503145B (en) | 2011-02-10 | 2019-05-15 | Smith International | Kerfing hybrid drill bit and other downhole cutting tools |
RU2589786C2 (ru) | 2011-06-22 | 2016-07-10 | Смит Интернэшнл, Инк. | Буровое долото с фиксированными резцами с элементами для получения фрагментов керна |
US9500070B2 (en) * | 2011-09-19 | 2016-11-22 | Baker Hughes Incorporated | Sensor-enabled cutting elements for earth-boring tools, earth-boring tools so equipped, and related methods |
WO2013101578A1 (en) | 2011-12-29 | 2013-07-04 | Smith International Inc. | Spacing of rolling cutters on a fixed cutter bit |
EP2812523B1 (en) | 2012-02-08 | 2019-08-07 | Baker Hughes, a GE company, LLC | Shaped cutting elements for earth-boring tools and earth-boring tools including such cutting elements |
US9464490B2 (en) * | 2012-05-03 | 2016-10-11 | Smith International, Inc. | Gage cutter protection for drilling bits |
US9074434B2 (en) * | 2012-08-14 | 2015-07-07 | Chevron U.S.A. Inc. | Reamer with improved performance characteristics in hard and abrasive formations |
US9187958B2 (en) | 2012-08-14 | 2015-11-17 | Chevron U.S.A. Inc. | Reamer with improved performance characteristics in hard and abrasive formations |
WO2014028152A1 (en) * | 2012-08-17 | 2014-02-20 | Smith International, Inc. | Downhole cutting tools having hybrid cutting structures |
WO2014088946A1 (en) * | 2012-12-03 | 2014-06-12 | Ulterra Drilling Technologies, L.P. | Earth boring tool with improved arrangment of cutter side rakes |
US10309156B2 (en) | 2013-03-14 | 2019-06-04 | Smith International, Inc. | Cutting structures for fixed cutter drill bit and other downhole cutting tools |
US10030452B2 (en) * | 2013-03-14 | 2018-07-24 | Smith International, Inc. | Cutting structures for fixed cutter drill bit and other downhole cutting tools |
JP6020967B2 (ja) * | 2013-03-22 | 2016-11-02 | 三菱マテリアル株式会社 | 多層傾斜機能性ダイヤモンド複合焼結体 |
GB201305871D0 (en) * | 2013-03-31 | 2013-05-15 | Element Six Abrasives Sa | Superhard constructions & methods of making same |
US9739094B2 (en) | 2013-09-06 | 2017-08-22 | Baker Hughes Incorporated | Reamer blades exhibiting at least one of enhanced gage cutting element backrakes and exposures and reamers so equipped |
US9702196B2 (en) * | 2013-09-06 | 2017-07-11 | Baker Hughes Incorporated | Coring tool including core bit and drilling plug with alignment and torque transmission apparatus and related methods |
US10301881B2 (en) * | 2013-09-11 | 2019-05-28 | Smith International, Inc. | Fixed cutter drill bit with multiple cutting elements at first radial position to cut core |
US10125550B2 (en) | 2013-09-11 | 2018-11-13 | Smith International, Inc. | Orientation of cutting element at first radial position to cut core |
US10329845B2 (en) * | 2013-12-06 | 2019-06-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotary drill bit including multi-layer cutting elements |
CA2930178C (en) | 2013-12-26 | 2019-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilevel force balanced downhole drilling tools including cutting elements in a step profile configuration |
GB2536821B (en) | 2013-12-26 | 2018-04-18 | Halliburton Energy Services Inc | Multilevel force balanced downhole drilling tools including cutting elements in a track-set configuration |
US10570665B2 (en) | 2014-02-20 | 2020-02-25 | Ulterra Drilling Technologies L.P. | Drill bit |
US10287825B2 (en) * | 2014-03-11 | 2019-05-14 | Smith International, Inc. | Cutting elements having non-planar surfaces and downhole cutting tools using such cutting elements |
WO2015157710A1 (en) * | 2014-04-10 | 2015-10-15 | Varel International Ind., L.P. | Ultra-high rop blade enhancement |
AR100890A1 (es) * | 2014-06-18 | 2016-11-09 | Ulterra Drilling Tech Lp | Barrena de perforación |
US11015394B2 (en) | 2014-06-18 | 2021-05-25 | Ulterra Drilling Technologies, Lp | Downhole tool with fixed cutters for removing rock |
WO2016019115A1 (en) * | 2014-07-30 | 2016-02-04 | Baker Hughes Incorporated | Earth-boring tools, methods of forming earth-boring tools, and methods of forming a borehole in a subterranean formation |
US10145180B2 (en) | 2014-08-26 | 2018-12-04 | Smith International, Inc. | Hybrid cutting structures with blade undulations |
WO2016081001A1 (en) * | 2014-11-20 | 2016-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Earth formation crushing model |
WO2016080994A1 (en) | 2014-11-20 | 2016-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Modeling of interactions between formation and downhole drilling tool with wearflat |
US20160168917A1 (en) * | 2014-12-12 | 2016-06-16 | Smith International, Inc. | Cutting element with varied substrate length |
US10125548B2 (en) | 2014-12-22 | 2018-11-13 | Smith International, Inc. | Drill bits with core feature for directional drilling applications and methods of use thereof |
US20160312538A1 (en) * | 2015-04-21 | 2016-10-27 | Shear Bits, Ltd. | Wellbore drill bit having shear cutters and gouging cutters |
DE102015008956A1 (de) * | 2015-07-10 | 2017-01-12 | Liebherr-Verzahntechnik Gmbh | Verfahren zur Herstellung eines verzahnten Werkstückes mit modifizierter Oberflächengeometrie |
CN107709693A (zh) | 2015-07-17 | 2018-02-16 | 哈里伯顿能源服务公司 | 中心具有反向旋转切削器的混合钻头 |
CN205135429U (zh) * | 2015-07-24 | 2016-04-06 | 四川深远石油钻井工具股份有限公司 | 一种具有增强定向易控性的pdc钻头 |
WO2017044076A1 (en) * | 2015-09-08 | 2017-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of fibers during hthp sintering and their subsequent attachment to substrate |
WO2017105805A1 (en) * | 2015-12-18 | 2017-06-22 | Smith International, Inc. | Placement of non-planar cutting elements |
WO2017105806A1 (en) * | 2015-12-18 | 2017-06-22 | Smith International, Inc. | Placement of non-planar cutting elements |
US11091960B2 (en) | 2015-12-18 | 2021-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Placement of non-planar cutting elements |
CA3013075A1 (en) | 2016-02-16 | 2017-08-24 | Extreme Rock Destruction LLC | Drilling machine |
CA3010583A1 (en) | 2016-02-26 | 2017-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid drill bit with axially adjustable counter-rotation cutters in center |
US9988854B2 (en) * | 2016-05-11 | 2018-06-05 | Varel International Ind., L.P. | Roller cone drill bit with improved erosion resistance |
US10508503B2 (en) * | 2016-09-23 | 2019-12-17 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Cutting elements, earth-boring tools including the cutting elements, and methods of forming the earth-boring tools |
CN106703704A (zh) * | 2016-12-09 | 2017-05-24 | 中国石油天然气集团公司 | 提高破岩效率的非平面切削齿及金刚石钻头 |
US11255136B2 (en) | 2016-12-28 | 2022-02-22 | Xr Lateral Llc | Bottom hole assemblies for directional drilling |
US10890030B2 (en) * | 2016-12-28 | 2021-01-12 | Xr Lateral Llc | Method, apparatus by method, and apparatus of guidance positioning members for directional drilling |
CN106761424B (zh) * | 2017-01-21 | 2019-04-12 | 四川川石·克锐达金刚石钻头有限公司 | 一种切削元件成对设置的pdc钻头 |
CA2997982A1 (en) * | 2017-04-08 | 2018-10-08 | Epiroc Drilling Tools, Llc | Hybrid plug drill-out bit |
US11208847B2 (en) | 2017-05-05 | 2021-12-28 | Schlumberger Technology Corporation | Stepped downhole tools and methods of use |
WO2019014142A1 (en) * | 2017-07-12 | 2019-01-17 | Extreme Rock Destruction, LLC | LATERALLY ORIENTED CUTTING STRUCTURES |
US10612311B2 (en) | 2017-07-28 | 2020-04-07 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Earth-boring tools utilizing asymmetric exposure of shaped inserts, and related methods |
US10406654B2 (en) * | 2017-10-25 | 2019-09-10 | Diamond Innovations, Inc. | PcBN compact for machining of ferrous alloys |
US10753155B2 (en) | 2017-11-07 | 2020-08-25 | Varel International Ind., L.L.C. | Fixed cutter stabilizing drill bit |
US10995557B2 (en) | 2017-11-08 | 2021-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of manufacturing and designing a hybrid drill bit |
US11066875B2 (en) | 2018-03-02 | 2021-07-20 | Baker Hughes Holdings Llc | Earth-boring tools having pockets trailing rotationally leading faces of blades and having cutting elements disposed therein and related methods |
US10914123B2 (en) | 2018-04-11 | 2021-02-09 | Baker Hughes Holdings, LLC | Earth boring tools with pockets having cutting elements disposed therein trailing rotationally leading faces of blades and related methods |
US11480016B2 (en) * | 2018-11-12 | 2022-10-25 | Ulterra Drilling Technologies, L.P. | Drill bit |
US11008814B2 (en) | 2018-11-12 | 2021-05-18 | Ulterra Drilling Technologies, Lp | Drill bit |
WO2020180330A1 (en) * | 2019-03-07 | 2020-09-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shaped cutter arrangements |
US11125020B2 (en) * | 2019-04-02 | 2021-09-21 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole drilling apparatus with drilling, steering, and reaming functions and methods of use |
EP3757344A1 (en) * | 2019-06-25 | 2020-12-30 | VAREL EUROPE (Société par Actions Simplifiée) | Drill bit having a weight on bit reducing effect |
CN110500039A (zh) * | 2019-07-10 | 2019-11-26 | 河南四方达超硬材料股份有限公司 | 带延伸的聚晶金刚石复合片 |
USD941373S1 (en) * | 2019-09-16 | 2022-01-18 | Kyocera Sgs Precision Tools, Inc. | Rougher tool |
USD941374S1 (en) * | 2020-03-16 | 2022-01-18 | Kyocera Sgs Precision Tools, Inc. | Finisher tool |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5655614A (en) * | 1994-12-20 | 1997-08-12 | Smith International, Inc. | Self-centering polycrystalline diamond cutting rock bit |
RU2087666C1 (ru) * | 1995-10-16 | 1997-08-20 | Андрей Владимирович Браженцев | Породоразрушающая твердосплавная вставка |
US20040094334A1 (en) * | 2002-11-15 | 2004-05-20 | Amardeep Singh | Blunt faced cutter element and enhanced drill bit and cutting structure |
US20060011388A1 (en) * | 2003-01-31 | 2006-01-19 | Mohammed Boudrare | Drill bit and cutter element having multiple extensions |
US20080035380A1 (en) * | 2006-08-11 | 2008-02-14 | Hall David R | Pointed Diamond Working Ends on a Shear Bit |
RU2008115275A (ru) * | 2005-09-23 | 2009-10-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (Us) | Буровые долота, способные выбуривать компоненты обсадной трубы посредством режущих элементов, и способы их использования |
US20100276145A1 (en) * | 2009-05-04 | 2010-11-04 | Smith International, Inc. | Milling system and method of milling |
RU2009125622A (ru) * | 2006-12-07 | 2011-01-20 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (Us) | Лопастное долото для роторного бурения с пилотным режущим элементом и способ предварительного дробления подземных пород с его использованием |
Family Cites Families (85)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2941241A (en) | 1955-02-14 | 1960-06-21 | Gen Electric | High temperature high pressure apparatus |
US2941248A (en) | 1958-01-06 | 1960-06-21 | Gen Electric | High temperature high pressure apparatus |
US2947611A (en) | 1958-01-06 | 1960-08-02 | Gen Electric | Diamond synthesis |
US3609818A (en) | 1970-01-02 | 1971-10-05 | Gen Electric | Reaction vessel for high pressure apparatus |
US3767371A (en) | 1971-07-01 | 1973-10-23 | Gen Electric | Cubic boron nitride/sintered carbide abrasive bodies |
US4104344A (en) | 1975-09-12 | 1978-08-01 | Brigham Young University | High thermal conductivity substrate |
US4288248A (en) | 1978-03-28 | 1981-09-08 | General Electric Company | Temperature resistant abrasive compact and method for making same |
US4224380A (en) | 1978-03-28 | 1980-09-23 | General Electric Company | Temperature resistant abrasive compact and method for making same |
US4289503A (en) | 1979-06-11 | 1981-09-15 | General Electric Company | Polycrystalline cubic boron nitride abrasive and process for preparing same in the absence of catalyst |
DE3113109C2 (de) | 1981-04-01 | 1983-11-17 | Christensen, Inc., 84115 Salt Lake City, Utah | Drehbohrmeißel für Tiefbohrungen |
NO830532L (no) | 1982-02-20 | 1983-08-22 | Nl Industries Inc | Borkrone. |
JPS59123772A (ja) | 1982-12-27 | 1984-07-17 | Toppan Printing Co Ltd | アルミニウム系金属用エツチング液 |
US4640374A (en) | 1984-01-30 | 1987-02-03 | Strata Bit Corporation | Rotary drill bit |
US4525178A (en) | 1984-04-16 | 1985-06-25 | Megadiamond Industries, Inc. | Composite polycrystalline diamond |
US4694918A (en) | 1985-04-29 | 1987-09-22 | Smith International, Inc. | Rock bit with diamond tip inserts |
US4673414A (en) | 1986-01-29 | 1987-06-16 | General Electric Company | Re-sintered boron-rich polycrystalline cubic boron nitride and method for making same |
SU1495427A1 (ru) * | 1986-05-30 | 1989-07-23 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Экономики Минерального Сырья И Геологоразведочных Работ | Породоразрушающий инструмент |
US4882128A (en) | 1987-07-31 | 1989-11-21 | Parr Instrument Company | Pressure and temperature reaction vessel, method, and apparatus |
US4954139A (en) | 1989-03-31 | 1990-09-04 | The General Electric Company | Method for producing polycrystalline compact tool blanks with flat carbide support/diamond or CBN interfaces |
US4933529A (en) | 1989-04-03 | 1990-06-12 | Savillex Corporation | Microwave heating digestion vessel |
US5230865A (en) | 1989-09-08 | 1993-07-27 | Cem Corporation | Ventable rupture diaphragm-protected container for heating contained materials by microwave radiation |
US5265685A (en) * | 1991-12-30 | 1993-11-30 | Dresser Industries, Inc. | Drill bit with improved insert cutter pattern |
US6332503B1 (en) | 1992-01-31 | 2001-12-25 | Baker Hughes Incorporated | Fixed cutter bit with chisel or vertical cutting elements |
US5370195A (en) | 1993-09-20 | 1994-12-06 | Smith International, Inc. | Drill bit inserts enhanced with polycrystalline diamond |
US5582261A (en) | 1994-08-10 | 1996-12-10 | Smith International, Inc. | Drill bit having enhanced cutting structure and stabilizing features |
CN2227191Y (zh) | 1995-05-11 | 1996-05-15 | 川石·克里斯坦森金刚石钻头有限公司 | 钢体式取心钻头 |
US5695019A (en) | 1995-08-23 | 1997-12-09 | Dresser Industries, Inc. | Rotary cone drill bit with truncated rolling cone cutters and dome area cutter inserts |
US5706906A (en) | 1996-02-15 | 1998-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Superabrasive cutting element with enhanced durability and increased wear life, and apparatus so equipped |
BE1010801A3 (fr) | 1996-12-16 | 1999-02-02 | Dresser Ind | Outil de forage et/ou de carottage. |
GB9708428D0 (en) | 1997-04-26 | 1997-06-18 | Camco Int Uk Ltd | Improvements in or relating to rotary drill bits |
JPH11264088A (ja) | 1998-03-17 | 1999-09-28 | Sumitomo Light Metal Ind Ltd | アルミニウム合金部材の表面処理の前処理方法 |
US20040236553A1 (en) * | 1998-08-31 | 2004-11-25 | Shilin Chen | Three-dimensional tooth orientation for roller cone bits |
US6440224B1 (en) | 1999-03-15 | 2002-08-27 | Ecolab Inc. | Hydrofluoric acid generating composition and method of treating surfaces |
US6394202B2 (en) | 1999-06-30 | 2002-05-28 | Smith International, Inc. | Drill bit having diamond impregnated inserts primary cutting structure |
BE1014561A3 (nl) | 2002-01-09 | 2003-12-02 | Diamant Drilling Service | Procede pour le forage d'un puits et trepan rotatif pour la mise en oeuvre de celui-ci. |
US6744024B1 (en) | 2002-06-26 | 2004-06-01 | Cem Corporation | Reaction and temperature control for high power microwave-assisted chemistry techniques |
US7062631B1 (en) | 2003-07-17 | 2006-06-13 | Transmeta Corporation | Method and system for enforcing consistent per-physical page cacheability attributes |
US7350599B2 (en) | 2004-10-18 | 2008-04-01 | Smith International, Inc. | Impregnated diamond cutting structures |
US8109349B2 (en) | 2006-10-26 | 2012-02-07 | Schlumberger Technology Corporation | Thick pointed superhard material |
US7849934B2 (en) | 2005-06-07 | 2010-12-14 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for collecting drill bit performance data |
US7757789B2 (en) | 2005-06-21 | 2010-07-20 | Smith International, Inc. | Drill bit and insert having bladed interface between substrate and coating |
DE602006005844D1 (de) | 2005-10-14 | 2009-04-30 | Element Six Production Pty Ltd | Verfahren zur herstellung eines modifizierten schleifkörperpresslings |
US7571780B2 (en) | 2006-03-24 | 2009-08-11 | Hall David R | Jack element for a drill bit |
US7225886B1 (en) | 2005-11-21 | 2007-06-05 | Hall David R | Drill bit assembly with an indenting member |
US7753144B2 (en) | 2005-11-21 | 2010-07-13 | Schlumberger Technology Corporation | Drill bit with a retained jack element |
US7641002B2 (en) | 2005-11-21 | 2010-01-05 | Hall David R | Drill bit |
US7694756B2 (en) | 2006-03-23 | 2010-04-13 | Hall David R | Indenting member for a drill bit |
US7703559B2 (en) | 2006-05-30 | 2010-04-27 | Smith International, Inc. | Rolling cutter |
US7866419B2 (en) | 2006-07-19 | 2011-01-11 | Smith International, Inc. | Diamond impregnated bits using a novel cutting structure |
US7886851B2 (en) | 2006-08-11 | 2011-02-15 | Schlumberger Technology Corporation | Drill bit nozzle |
US8590644B2 (en) | 2006-08-11 | 2013-11-26 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole drill bit |
US8567532B2 (en) | 2006-08-11 | 2013-10-29 | Schlumberger Technology Corporation | Cutting element attached to downhole fixed bladed bit at a positive rake angle |
US8616305B2 (en) | 2006-08-11 | 2013-12-31 | Schlumberger Technology Corporation | Fixed bladed bit that shifts weight between an indenter and cutting elements |
US8714285B2 (en) | 2006-08-11 | 2014-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method for drilling with a fixed bladed bit |
US8122980B2 (en) | 2007-06-22 | 2012-02-28 | Schlumberger Technology Corporation | Rotary drag bit with pointed cutting elements |
US20100059289A1 (en) * | 2006-08-11 | 2010-03-11 | Hall David R | Cutting Element with Low Metal Concentration |
US8080074B2 (en) | 2006-11-20 | 2011-12-20 | Us Synthetic Corporation | Polycrystalline diamond compacts, and related methods and applications |
CN101611213A (zh) * | 2006-12-07 | 2009-12-23 | 贝克休斯公司 | 具有导向切削件结构的旋转刮刀钻头以及利用所述旋转刮刀钻头使地下岩层预破碎的方法 |
US8028771B2 (en) | 2007-02-06 | 2011-10-04 | Smith International, Inc. | Polycrystalline diamond constructions having improved thermal stability |
US8839888B2 (en) | 2010-04-23 | 2014-09-23 | Schlumberger Technology Corporation | Tracking shearing cutters on a fixed bladed drill bit with pointed cutting elements |
FR2915232B1 (fr) | 2007-04-23 | 2009-06-05 | Total Sa | Trepan pour le forage d'un puits et procede de forage associe. |
US8517125B2 (en) | 2007-05-18 | 2013-08-27 | Smith International, Inc. | Impregnated material with variable erosion properties for rock drilling |
US20090120008A1 (en) | 2007-11-09 | 2009-05-14 | Smith International, Inc. | Impregnated drill bits and methods for making the same |
US9016407B2 (en) | 2007-12-07 | 2015-04-28 | Smith International, Inc. | Drill bit cutting structure and methods to maximize depth-of-cut for weight on bit applied |
US8127863B2 (en) | 2007-12-10 | 2012-03-06 | Smith International, Inc. | Drill bit having enhanced stabilization features and method of use thereof |
US7845438B1 (en) | 2008-05-15 | 2010-12-07 | Us Synthetic Corporation | Polycrystalline diamond compacts, methods of fabricating same, and applications using same |
GB2474180A (en) * | 2008-07-25 | 2011-04-06 | Smith International | PDC bit having split blades |
US8820441B2 (en) | 2008-10-24 | 2014-09-02 | Tercel Ip Ltd. | Combination coring bit and drill bit using fixed cutter PDC cutters |
CN201269049Y (zh) | 2008-10-24 | 2009-07-08 | 上海中曼金刚石钻头有限公司 | 一种用于疏松地层取芯的金刚石复合片钻头 |
US7992658B2 (en) | 2008-11-11 | 2011-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Pilot reamer with composite framework |
WO2010099512A1 (en) * | 2009-02-27 | 2010-09-02 | Jones Mark L | Drill bit for earth boring |
US8191657B2 (en) | 2009-05-28 | 2012-06-05 | Baker Hughes Incorporated | Rotary drag bits for cutting casing and drilling subterranean formations |
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 |
WO2011057303A2 (en) * | 2009-11-09 | 2011-05-12 | Newtech Drilling Products, Llc. | Drill bit with recessed center |
US8505634B2 (en) | 2009-12-28 | 2013-08-13 | Baker Hughes Incorporated | Earth-boring tools having differing cutting elements on a blade and related methods |
WO2011097575A2 (en) * | 2010-02-05 | 2011-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Shaped cutting elements on drill bits and other earth-boring tools, and methods of forming same |
US8887838B2 (en) | 2010-02-05 | 2014-11-18 | Baker Hughes Incorporated | Cutting element and method of orienting |
GB2493322B (en) | 2010-05-19 | 2018-04-04 | Smith International | Rolling cutter bit design |
US8991523B2 (en) | 2010-06-03 | 2015-03-31 | Smith International, Inc. | Rolling cutter assembled directly to the bit pockets |
SA111320671B1 (ar) | 2010-08-06 | 2015-01-22 | بيكر هوغيس انكور | عوامل القطع المشكلة لادوات ثقب الارض و ادوات ثقب الارض شاملة عوامل القطع هذه و الطرق المختصة بها |
AU2011326406A1 (en) * | 2010-11-10 | 2013-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method of constant depth of cut control of drilling tools |
GB2503145B (en) | 2011-02-10 | 2019-05-15 | Smith International | Kerfing hybrid drill bit and other downhole cutting tools |
CA2834357A1 (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) |
US9739097B2 (en) | 2011-04-26 | 2017-08-22 | Smith International, Inc. | Polycrystalline diamond compact cutters with conic shaped end |
RU2589786C2 (ru) | 2011-06-22 | 2016-07-10 | Смит Интернэшнл, Инк. | Буровое долото с фиксированными резцами с элементами для получения фрагментов керна |
-
2012
- 2012-02-10 GB GB1315900.9A patent/GB2503145B/en active Active
- 2012-02-10 CA CA2923870A patent/CA2923870C/en active Active
- 2012-02-10 GB GB1315948.8A patent/GB2505086B/en active Active
- 2012-02-10 CN CN201280008587.XA patent/CN103827435B/zh active Active
- 2012-02-10 CN CN201280008571.9A patent/CN103842607B/zh active Active
- 2012-02-10 EA EA201391153A patent/EA025749B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-02-10 BR BR112013020374-9A patent/BR112013020374B1/pt active IP Right Grant
- 2012-02-10 WO PCT/US2012/024609 patent/WO2012109518A1/en active Application Filing
- 2012-02-10 US US13/370,734 patent/US9366090B2/en active Active
- 2012-02-10 EA EA201391150A patent/EA027355B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-02-10 US US13/370,862 patent/US9404312B2/en active Active
- 2012-02-10 WO PCT/US2012/024606 patent/WO2012109517A1/en active Application Filing
- 2012-02-10 CA CA2826939A patent/CA2826939C/en active Active
- 2012-02-10 BR BR112013020530A patent/BR112013020530A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2012-02-10 CA CA2827116A patent/CA2827116C/en active Active
- 2012-02-10 EA EA201691772A patent/EA032667B1/ru not_active IP Right Cessation
-
2013
- 2013-03-14 US US13/804,014 patent/US20130220706A1/en not_active Abandoned
- 2013-03-14 US US13/826,193 patent/US8887837B2/en active Active
- 2013-08-21 ZA ZA2013/06315A patent/ZA201306315B/en unknown
-
2014
- 2014-08-28 US US14/471,817 patent/US20140367178A1/en not_active Abandoned
-
2018
- 2018-04-09 US US15/948,808 patent/US10851594B2/en active Active
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5655614A (en) * | 1994-12-20 | 1997-08-12 | Smith International, Inc. | Self-centering polycrystalline diamond cutting rock bit |
RU2087666C1 (ru) * | 1995-10-16 | 1997-08-20 | Андрей Владимирович Браженцев | Породоразрушающая твердосплавная вставка |
US20040094334A1 (en) * | 2002-11-15 | 2004-05-20 | Amardeep Singh | Blunt faced cutter element and enhanced drill bit and cutting structure |
US20060011388A1 (en) * | 2003-01-31 | 2006-01-19 | Mohammed Boudrare | Drill bit and cutter element having multiple extensions |
RU2008115275A (ru) * | 2005-09-23 | 2009-10-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (Us) | Буровые долота, способные выбуривать компоненты обсадной трубы посредством режущих элементов, и способы их использования |
US20080035380A1 (en) * | 2006-08-11 | 2008-02-14 | Hall David R | Pointed Diamond Working Ends on a Shear Bit |
RU2009125622A (ru) * | 2006-12-07 | 2011-01-20 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (Us) | Лопастное долото для роторного бурения с пилотным режущим элементом и способ предварительного дробления подземных пород с его использованием |
US20100276145A1 (en) * | 2009-05-04 | 2010-11-04 | Smith International, Inc. | Milling system and method of milling |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2769009C1 (ru) * | 2021-08-23 | 2022-03-28 | Алексей Викторович Чихоткин | Буровое долото |
Also Published As
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10851594B2 (en) | Kerfing hybrid drill bit and other downhole cutting tools | |
CA2960640C (en) | Multi-chamfer cutting elements having a shaped cutting face, earth-boring tools including such cutting elements, and related methods | |
US8689908B2 (en) | Drill bit having enhanced stabilization features and method of use thereof | |
US9016407B2 (en) | Drill bit cutting structure and methods to maximize depth-of-cut for weight on bit applied | |
RU2589786C2 (ru) | Буровое долото с фиксированными резцами с элементами для получения фрагментов керна | |
US7757789B2 (en) | Drill bit and insert having bladed interface between substrate and coating | |
NO330003B1 (no) | Hullapner med fast blad og fast kutter | |
US11255129B2 (en) | Shaped cutters | |
CN104364460A (zh) | 用于钻头的保径切割器保护 | |
EP3363988B1 (en) | Impregnated drill bit including a planar blade profile along drill bit face | |
GB2317195A (en) | A fixed cutter drill bit |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |