NO169735B - Kombinasjonsborekrone - Google Patents

Kombinasjonsborekrone Download PDF

Info

Publication number
NO169735B
NO169735B NO890327A NO890327A NO169735B NO 169735 B NO169735 B NO 169735B NO 890327 A NO890327 A NO 890327A NO 890327 A NO890327 A NO 890327A NO 169735 B NO169735 B NO 169735B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
drill bit
core
cavity
diameter
ring
Prior art date
Application number
NO890327A
Other languages
English (en)
Other versions
NO890327L (no
NO169735C (no
NO890327D0 (no
Inventor
Geir Tandberg
Original Assignee
Geir Tandberg
Roedland Arild
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Geir Tandberg, Roedland Arild filed Critical Geir Tandberg
Priority to NO890327A priority Critical patent/NO169735C/no
Publication of NO890327D0 publication Critical patent/NO890327D0/no
Priority to US07/469,244 priority patent/US5016718A/en
Priority to BE9000086A priority patent/BE1003792A3/fr
Priority to CA002008567A priority patent/CA2008567A1/en
Priority to GB9001836A priority patent/GB2227509B/en
Publication of NO890327L publication Critical patent/NO890327L/no
Priority to US07/831,448 priority patent/US5176212A/en
Publication of NO169735B publication Critical patent/NO169735B/no
Publication of NO169735C publication Critical patent/NO169735C/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B10/00Drill bits
    • E21B10/46Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts
    • E21B10/56Button-type inserts
    • E21B10/567Button-type inserts with preformed cutting elements mounted on a distinct support, e.g. polycrystalline inserts
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B10/00Drill bits
    • E21B10/02Core bits
    • E21B10/04Core bits with core destroying means
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B10/00Drill bits
    • E21B10/46Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts
    • E21B10/48Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts the bit being of core type
    • E21B10/485Drill 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
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B10/00Drill bits
    • E21B10/60Drill bits characterised by conduits or nozzles for drilling fluids
    • E21B10/605Drill bits characterised by conduits or nozzles for drilling fluids the bit being a core-bit

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)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)
  • Drilling Tools (AREA)
  • Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)

Description

Oppfinnelsen vedrører en konmbinasjonsborekrone utformet for boring av hull ved hjelp av ringskjæring og kontinuerlig kjerneknusing som angitt i krav l<*>s innledning.
Den nye kombinasjonsborekorone er utformet for gjennomføring av en fremgangsmåte ved boring under anvendelse av ringskjæring og kontinuerlig kjerneknusing. Forsøk med dette er utført med jetstråler som ringskjærer ut en kjerne som kontinuerlig knuses av en rulleborekrone, ref. Maurer, W.C.Heilhecker, J.K. og Love, W.W., "High Pressure Drilling" - Journal of Petroleum Technology, juli 1973. Disse forsøkene resulterte i at borehastigheten økte med 2-3 ganger. Problemet ved bruk av jetstråle er at det kreves en nedihullspumpe som kan produsere det meget høye trykket, som er nødvendig for at væskestrålen skal kunne skjære formasjonen.
Tidligere er PDC-skjær og rullekroner med tenner kombinert, men da hovedsakelig i den hensikt å begrense borefremskrittet i bløte formasjoner, for å unngå tilpakking av skjærene, se US-PS 4.006.788.
I dag benyttes hovedsakelig to typer borekroner, nemlig PDC-borekroner og rulleborekroner. PDC-borekronene skjærer formasjonen med en egg, som utgjøres av et antall PDC-skjær (polycrystalline diamond compact). Fordi skjærene roterer med samme omdreiningstall rundt en felles akse, vil skjærhastig-heten variere fra null i sentrum og til maksimum ytterst ute på periferien av borekronen. Dette gjør det umulig å oppnå optimal skjærhastighet for alle skjærene samtidig.
De spon som dannes ved bruk av PDC-skjær er ofte svært små, noe som gjør at den geologiske informasjonsmengden som kan hentes ut av disse, er svært begrenset. Det er laget PDC-borekroner som skjærer ut en liten kjerne til bruk ved geologisk tolkning, se US-PS nr. 44.440.247. Fra bore-personell er det rapportert at effekten av slik med hensyn til å få opp større biter er svært liten.
Eggen på dagens PDC-skjær er 90" og skarp. Dette gjør den relativt svak, noe som lett fører til avskalling av eggen.
Rulleborekronene knuser formasjonen ved at tenner montert på rullekroner presses mot formasjonen med en så stor kraft at formasjonen sprekker opp under og rundt tennene. På grunn av hullbunnens relativt plane flate, er sprekkforplantningen for hver tanninntrengning relativt lite effektiv med hensyn på det volum som skal bores ut. Dersom det volumet som skal knuses frembringes i form av en ustabilisert kjerne vil hver tanninntrengning bli betydelig effektivisert.
Konvensjonelt benyttes i dag ikke prinsippet ringskjæring med kontinuerlig kjerneknusing til boring av hull. Det finnes flere eldre patenter på dette prinsippet. Et patent har benyttet diamanter innbakt i en matriks. Dette prinsippet er mer slipende enn skjærende, hvilket krever et høyt turtall for å oppnå et tilfredsstillende borefremskritt. Rullekonene i sentrum, som benyttes til knusing av kjernen, vil da måtte kjøres med et for høyt turtall, se US-PS nr. 3.055.443. Et annet patent benytter seg av egger av wolframkarbid, hvilket gir en svært begrenset levetid for borekronen på grunn av for liten abrasivitetsmotstand hos eggene. Denne borekronen frembringer ikke noe hulrom rundt kjernen før knusing dvs. at innerveggen av kjerneborekronen vil virke stabiliserende på kjernen, se US-PS nr. 3.075.592. Et tredje patent benytter seg av skjærende egger hvor det må være kanaler/spor foran/bak disse. Kanalene/sporene må være store nok til at bitene fra den knuste kjernen kan passere på vei ut til utsiden av borekronen. Kjernen brytes ved hjelp av en fortannet rull som på grunn av sin geometri får en alt for stor skrapende effekt. Dette vil medføre en rask nedsliting av rullens tenner. Dyser benyttes til spyling av den fortannede rullen og til fuktig av kjernen for å svekke denne, se US-PS 2.034.073.
Med oppfinnelsen tar man sikte på å benytte skjærende egger av polykrystallins-diamant og/eller av et keramisk materiale til å ringskjære ut en kjerne som så kontinuerlig knuses. Det er i denne forbindelse vesentlig å oppnå en kjerne som er relativt lett å knuse, men samtidig må kjernens proporsjoner stå i riktig forhold til det totale volum som til enhver tid skal avvirkes for å lage hullet. Det vil si at det bør tilveiebringes en ustabilisert kjerne med riktig høyde og diameter sett i forhold til borehullets diameter. De i kjernen innebyggede skjærspenninger kan da bringes til virkning på gunstig måte under knusingen, samt at ringskjæringen for frembringelse av kjernen er utført med et verktøy og et omfang som gjør boringen totalt sett mer effektiv enn ved konvensjonell boring.
Ifølge oppfinnelsen foreslås det derfor en kombinasjonsborekrone som nevnt innledningsvis, med de trekk som går frem av krav l's karakteristikk.
Det er av betydning at rulleborekronen er dimensjonert for å dekke hele det underskårne endehulrom-tverrsnitt, det vil si at rulleborekronen vil virke også i det ringareal som i tverrsnittet vil foreligge mellom innerveggen i endehulrommet og sylinderveggen til den dannede, ustabil iserte kjerne. Løsbrutt masse som legger seg i dette område vil knuses av rulleborkronen og bringes til å gå ut gjennom veggåpningene. De i ringform plasserte polykristallinske eller keramiske skjær gir en utmerket ringskjæring på en effektiv måte for frembringelse av kjernen.
Den dannede ustabil iserte kjerne vil brytes opp under påvirkning av knusemidlene og kjernemassen vil på fordelaktig måte kunne gå ut gjennom de relativt lavttrukkede vegg-åpninger.
Det er ønskelig med god stabilisering av borekronen i hullet med samtidig god massetransport opp forbi borekronen og det oppnås med den spesielle utforming av borekronens utside, med brede stabiliserende veggpartier som veksler med kanaler for transport av utboret masse oppover. Kanalene dimensjoneres slik at de tillater relativt store biter å passere. Veggåpningene og kanalene bør stå i forhold til hverandre, slik at de biter som passerer gjennom åpningene også kan gå via kanalene.
Teoretisk sett vil brudd i et materiale oppstå der hvor skjærspenningen er størst. Det vil si at bruddet vil oppstå i et plan 45° i forhold til største hovedspenning. I bergarter spiller materialets indre friksjon en vesentlig rolle for hvilke bruddvinkler materialet får. Bruddvinkelen kan skrives på følgende måte:
Bruddvinkel = 45" - 1/2 indre friksjonsvinkel.
Den indre friksjonsvinkel hos bergarter varierer fra nesten null til mer enn 60° . Dette gir bruddvinkler fra nesten 45° til mindre enn 15°. Når brudd initieres vil dette alltid utvikle seg langs minste motstandsvei. Ved kontinuerlig kjerneknusing vil bruddet normalt ikke krysse senterlinjen til kjernen. På basis av dette viser beregninger at den ustabiliserte kjernehøyden fordelaktig bør ligge mellom 2 og 0,5 ganger dens diameter. Retningen for største hovedspenning er da forutsatt å være parallel med boreretningen. Forsøk har vist at den nedre kan være helt nede i 0,2, noe som til-skrives kjernetoppens form under den kontinuerlige knuse-prosessen og variasjon i hovedspenningsretningen.
Ut i fra energibetraktninger bør kjernen være så stor som mulig, men for at kjerneborekronen skal kunne inneha tilstrekkelig fysisk styrke må diameteren på kjernen reduseres i forhold til hulldiameter. Med hensyn til variasjon i skjærhastighet over kjerneborekronen bør ikke kjernediameteren være mindre enn 0,4 ganger borehullsdia-meter. Det vil si, skal ringskjæring med kontinuerlig kjerneknusing være hensiktsmessig, bør kjernediameteren være minst 0,4 ganger borehullsdiameteren. Dette gjør det mulig å finne et turtall som er tilnærmet optimalt for alle skjærene.
Særlig fordelaktig ifølge oppfinnelsen kan en eller flere høytrykksdyser tilknyttet spylekanaler rettet i endehulrommet.
For å øke skjærenes levetid kan man fordelaktig bedre eggens mekaniske styrke ved å la den være avrundet med en liten synlig radius.
Oppfinnelsen skal forklares nærmere under henvisning til tegningene, hvor: Fig. 1 viser et halvvsnitt gjennom en borekrone ifølge
oppfinnelsen sett fra siden,
fig. 2 viser borekronen sett fra enden,
fig. 3 viser et PDC-skjær, hvor eggen er gitt en synlig
radius,
fig. 4 viser profilen av hullbunnen som dannes av
borekronen i fig. 1 og 2, og
fig. 5 viser et snitt etter linjen V-V i fig. 1.
I fig. 1 og 2 ser man en ordinær borekrone 11, med rullekoner 3. Videre er det vist PDC-skjær 4, hvor eggen er gitt en synlig radius, som nærmere vist i fig. 3.
Skjærene 4 er festet til en sylinder 1 og virker mot borehullsringflaten 15, se fig. 4.
Rullekonene 3 vil med sine tenner 5 virke mot toppen 14 av den utskårne kjerne 13 og knuse denne toppen. Rullekonen 3 utgjør deler av en vanlig rulleborekrone 11. Rulleborekronen II er som vist i fig. 1 innfestet i et borekronefeste 2 som på sin side er skrudd sammen med sylinderen 1, med et gjengeparti 19.
Borekronen roterer om senteraksen 17, og samtidig roterer rullekonene 3 om sin egen senterakse 16. Dette gjør at beveg-elsen mellom rullekonene 3 og underlaget, her kjerneflaten 14, kan bli ren rulling. Bitene fra den knuste delen av kjernen 13 transporteres med en borevæske ut til utsiden av kjerneborekronen gjennom hull 6 i dennes vegg. Over rullekonene 3 og i enden av kjerneborekronen, ved roten av kjernen 13 som utbores, munner dyser 7 for boreslam. Kjerneborekronen og rulleborekronen er som nevnt forbundet med hverandre ved hjelp av et borekronefeste 2, som her også utnyttes for fordeling av borevæsken til dysene 7.
Tilkoplingen av borekronen med det resterende boreutstyr skjer via gjengepartiet 8. Med henvisningstallet 9 er det antydet kanaler for transport av utboret masse ved hjelp av borevæsken. Plugger 10 av et hårdt materiale vil forebygge diameter-reduksjon (under gange).
Av fig. 1 vil det gå frem at endehulrommet 18 er underskåret relativt kjernediameteren. Derved oppnås det et fritt ringrom rundt kjernen, slik at kjernen 13 blir ustabilisert, noe som er av vesentlig betydning i forbindelse med den etterfølgende knusing og fjerning av kjernematerialet. Det oppnås med oppfinnelsen en svak og relativt lett utborbar kjerne ved hjelp av knusing, sett i forhold til boring av rene hull. Dette skyldes som nevnt at kjernens geometri medfører en mer effektiv sprekkforplantning og at kjernen på grunn av r ingsk jaer ingen vil være spenningsavlastet radielt fra de omliggende bergmasser. I sum oppnås et høyere borefremskritt enn om de to anvendte metoder ble anvendt hver for seg.
Fig. 5 viser en gunstig utforming av veggåpningene 6. Tangenten til bakveggen til veggåpningene 6 i hvert punkt, med unntak av en avrunding ved innløpet, er dreid mot borkronens operative dreieretning med en vinkel a i forhold til borkronens sektorlinje gjennom det samme punktet sett i fra innløpet av åpningen 6 mot dens utløp, idet a = >0° og <90° . Med åpningens bakvegg menes den siden av åpningen som sist passerer en fast sektorlinje når borekronen dreies oi operativ dreieretning. Med sektorlinje menes en rett linje som går normalt ut fra dreieaksen til borekronen. Med innløp til åpningen (6) menes fra den siden som utboret masse strømmer inn gjennom åpningen 6.
Som vist i fig. 5 er det innmontert polykristallinske skjær 10 som tangerer overflaten til borkronetoppen.

Claims (5)

1. Kombinasjonsborekrone (1) omfattende en ringborkrone med på et fortykket endeparti plasserte skjær (4) og som avgrenser et sylindrisk hulrom (18), en i hulrommet (18) plassert rulleborkrone for knusing av den av ringborkronen utborede kjerne og som har koniske, med tenner forsynte ruller (3) og med en diameter tilnærmet lik hulrommets diameter, åpninger (6) i hulrommets (18) sylindervegg, i høyde med rulleborkronen, og spylekanaler (7) som munner ut i hulrommet og i det fortykkede endeparti, karakterisert ved at de i ringform plasserte skjær (4) er PDC-skjær eller keramiske skjær, at de nevnte åpninger (6) strekker seg oppover fra den øvre avslutning av det fortykkede endeparti, og ved at sylinderveggens ytterside er utformet med veks-lende, som stabiliseringsflater virkende sylinderveggpartier som avgrenser for transport av utboret masse virkende langsgående kanalutsparinger (9) fra borekronekroppens ringende og opp langs borekronekroppen (1), idet borekronen er dimensjonert slik at det oppnås en utstabilisert kjerne-høyde på mellom 2 og 0,5 ganger kjernediameteren, og kjernediameteren er minst 0,4 ganger borehullsdiameteren.
2. Kombinasjonsborekrone ifølge krav 1, karakterisert ved at spylekanalene i endehulrommet munner med dyser (7) for avvirking av kjernen.
3. Kombinasjonsborekrone ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at skjærenes egger (4) er avrundet med en liten, synlig radius.
4. Kombinasjonsborekrone ifølge et av de foregående krav, karakterisert ved at stabiliseringsflåtene på borekronekroppen (1) er forsynt med polykristallinske diamantskjær (20) innmontert slik at skjærets overflate tangerer overflaten til borekronekroppen (1).
5. Kombinasjonsborekrone ifølge et av de foregående krav, karakterisert ved at tangenten til bakveggen til veggåpningene (6) i hvert punkt, med unntak av en avrunding ved innløpet, er dreiet mot borekronens operative dreieretning med en vinkel (a) i forhold til borekronens sektorlinje gjennom det samme punktet sett i fra innløpet av åpningen (6) mot dens utløp, idet a er >0° og <90°.
NO890327A 1989-01-26 1989-01-26 Kombinasjonsborekrone NO169735C (no)

Priority Applications (6)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO890327A NO169735C (no) 1989-01-26 1989-01-26 Kombinasjonsborekrone
US07/469,244 US5016718A (en) 1989-01-26 1990-01-24 Combination drill bit
BE9000086A BE1003792A3 (fr) 1989-01-26 1990-01-25 Trepan de forage combine.
CA002008567A CA2008567A1 (en) 1989-01-26 1990-01-25 Combination drill bit
GB9001836A GB2227509B (en) 1989-01-26 1990-01-26 A combination drill bit
US07/831,448 US5176212A (en) 1989-01-26 1992-02-05 Combination drill bit

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO890327A NO169735C (no) 1989-01-26 1989-01-26 Kombinasjonsborekrone

Publications (4)

Publication Number Publication Date
NO890327D0 NO890327D0 (no) 1989-01-26
NO890327L NO890327L (no) 1990-08-20
NO169735B true NO169735B (no) 1992-04-21
NO169735C NO169735C (no) 1992-07-29

Family

ID=19891663

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO890327A NO169735C (no) 1989-01-26 1989-01-26 Kombinasjonsborekrone

Country Status (5)

Country Link
US (2) US5016718A (no)
BE (1) BE1003792A3 (no)
CA (1) CA2008567A1 (no)
GB (1) GB2227509B (no)
NO (1) NO169735C (no)

Families Citing this family (197)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NO169735C (no) * 1989-01-26 1992-07-29 Geir Tandberg Kombinasjonsborekrone
US5145017A (en) * 1991-01-07 1992-09-08 Exxon Production Research Company Kerf-cutting apparatus for increased drilling rates
US5437343A (en) * 1992-06-05 1995-08-01 Baker Hughes Incorporated Diamond cutters having modified cutting edge geometry and drill bit mounting arrangement therefor
US5460233A (en) * 1993-03-30 1995-10-24 Baker Hughes Incorporated Diamond cutting structure for drilling hard subterranean formations
GB9310500D0 (en) * 1993-05-21 1993-07-07 De Beers Ind Diamond Cutting tool
US5601477A (en) * 1994-03-16 1997-02-11 U.S. Synthetic Corporation Polycrystalline abrasive compact with honed edge
GB2296272B (en) * 1994-12-20 1998-03-18 Smith International Self-centering polycrystalline diamond drill bit
US5636700A (en) 1995-01-03 1997-06-10 Dresser Industries, Inc. Roller cone rock bit having improved cutter gauge face surface compacts and a method of construction
GB9505922D0 (en) * 1995-03-23 1995-05-10 Camco Drilling Group Ltd Improvements in or relating to cutters for rotary drill bits
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
US5709278A (en) 1996-01-22 1998-01-20 Dresser Industries, Inc. Rotary cone drill bit with contoured inserts and compacts
US5924501A (en) * 1996-02-15 1999-07-20 Baker Hughes Incorporated Predominantly diamond cutting structures for earth boring
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
US5722497A (en) 1996-03-21 1998-03-03 Dresser Industries, Inc. Roller cone gage surface cutting elements with multiple ultra hard cutting surfaces
US5758733A (en) * 1996-04-17 1998-06-02 Baker Hughes Incorporated Earth-boring bit with super-hard cutting elements
US6571891B1 (en) 1996-04-17 2003-06-03 Baker Hughes Incorporated Web cutter
US6068071A (en) * 1996-05-23 2000-05-30 U.S. Synthetic Corporation Cutter with polycrystalline diamond layer and conic section profile
US5803196A (en) * 1996-05-31 1998-09-08 Diamond Products International Stabilizing drill bit
US5881830A (en) * 1997-02-14 1999-03-16 Baker Hughes Incorporated Superabrasive drill bit cutting element with buttress-supported planar chamfer
US5871060A (en) * 1997-02-20 1999-02-16 Jensen; Kenneth M. Attachment geometry for non-planar drill inserts
US5979579A (en) * 1997-07-11 1999-11-09 U.S. Synthetic Corporation Polycrystalline diamond cutter with enhanced durability
US6039131A (en) * 1997-08-25 2000-03-21 Smith International, Inc. Directional drift and drill PDC drill bit
US7000715B2 (en) 1997-09-08 2006-02-21 Baker Hughes Incorporated Rotary drill bits exhibiting cutting element placement for optimizing bit torque and cutter life
US6230828B1 (en) 1997-09-08 2001-05-15 Baker Hughes Incorporated Rotary drilling bits for directional drilling exhibiting variable weight-on-bit dependent cutting characteristics
US5960896A (en) * 1997-09-08 1999-10-05 Baker Hughes Incorporated Rotary drill bits employing optimal cutter placement based on chamfer geometry
US6672406B2 (en) 1997-09-08 2004-01-06 Baker Hughes Incorporated Multi-aggressiveness cuttting face on PDC cutters and method of drilling subterranean formations
US6412580B1 (en) 1998-06-25 2002-07-02 Baker Hughes Incorporated Superabrasive cutter with arcuate table-to-substrate interfaces
US6527069B1 (en) 1998-06-25 2003-03-04 Baker Hughes Incorporated Superabrasive cutter having optimized table thickness and arcuate table-to-substrate interfaces
US7828068B2 (en) * 2002-09-23 2010-11-09 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for thermal change compensation in an annular isolator
US6935444B2 (en) * 2003-02-24 2005-08-30 Baker Hughes Incorporated Superabrasive cutting elements with cutting edge geometry having enhanced durability, method of producing same, and drill bits so equipped
US7730977B2 (en) * 2004-05-12 2010-06-08 Baker Hughes Incorporated Cutting tool insert and drill bit so equipped
US7243745B2 (en) * 2004-07-28 2007-07-17 Baker Hughes Incorporated Cutting elements and rotary drill bits including same
US7475744B2 (en) * 2005-01-17 2009-01-13 Us Synthetic Corporation Superabrasive inserts including an arcuate peripheral surface
US20060196699A1 (en) * 2005-03-04 2006-09-07 Roy Estes Modular kerfing drill bit
US7635035B1 (en) 2005-08-24 2009-12-22 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compact (PDC) cutting element having multiple catalytic elements
US9103172B1 (en) 2005-08-24 2015-08-11 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compact including a pre-sintered polycrystalline diamond table including a nonmetallic catalyst that limits infiltration of a metallic-catalyst infiltrant therein and applications therefor
US8734552B1 (en) 2005-08-24 2014-05-27 Us Synthetic Corporation Methods of fabricating polycrystalline diamond and polycrystalline diamond compacts with a carbonate material
US8297378B2 (en) * 2005-11-21 2012-10-30 Schlumberger Technology Corporation Turbine driven hammer that oscillates at a constant frequency
US8297375B2 (en) 2005-11-21 2012-10-30 Schlumberger Technology Corporation Downhole turbine
US8316964B2 (en) * 2006-03-23 2012-11-27 Schlumberger Technology Corporation Drill bit transducer device
US7571780B2 (en) 2006-03-24 2009-08-11 Hall David R Jack element for a drill bit
US8522897B2 (en) * 2005-11-21 2013-09-03 Schlumberger Technology Corporation Lead the bit rotary steerable tool
US8528664B2 (en) 2005-11-21 2013-09-10 Schlumberger Technology Corporation Downhole mechanism
US8360174B2 (en) * 2006-03-23 2013-01-29 Schlumberger Technology Corporation Lead the bit rotary steerable tool
US7753144B2 (en) 2005-11-21 2010-07-13 Schlumberger Technology Corporation Drill bit with a retained jack element
US8267196B2 (en) * 2005-11-21 2012-09-18 Schlumberger Technology Corporation Flow guide actuation
US8225883B2 (en) 2005-11-21 2012-07-24 Schlumberger Technology Corporation Downhole percussive tool with alternating pressure differentials
US7225886B1 (en) * 2005-11-21 2007-06-05 Hall David R Drill bit assembly with an indenting member
US7549489B2 (en) 2006-03-23 2009-06-23 Hall David R Jack element with a stop-off
US7841428B2 (en) 2006-02-10 2010-11-30 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond apparatuses and methods of manufacture
US8011457B2 (en) 2006-03-23 2011-09-06 Schlumberger Technology Corporation Downhole hammer assembly
US20090152015A1 (en) * 2006-06-16 2009-06-18 Us Synthetic Corporation Superabrasive materials and compacts, methods of fabricating same, and applications using same
US8316969B1 (en) 2006-06-16 2012-11-27 Us Synthetic Corporation Superabrasive materials and methods of manufacture
US7516804B2 (en) * 2006-07-31 2009-04-14 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond element comprising ultra-dispersed diamond grain structures and applications utilizing same
US8080071B1 (en) 2008-03-03 2011-12-20 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compact, methods of fabricating same, and applications therefor
US9017438B1 (en) 2006-10-10 2015-04-28 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compact including a polycrystalline diamond table with a thermally-stable region having at least one low-carbon-solubility material and applications therefor
US8236074B1 (en) 2006-10-10 2012-08-07 Us Synthetic Corporation Superabrasive elements, methods of manufacturing, and drill bits including same
US8202335B2 (en) * 2006-10-10 2012-06-19 Us Synthetic Corporation Superabrasive elements, methods of manufacturing, and drill bits including same
US7954401B2 (en) * 2006-10-27 2011-06-07 Schlumberger Technology Corporation Method of assembling a drill bit with a jack element
US8034136B2 (en) 2006-11-20 2011-10-11 Us Synthetic Corporation Methods of fabricating superabrasive articles
US8821604B2 (en) 2006-11-20 2014-09-02 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compact and method of making same
US8080074B2 (en) 2006-11-20 2011-12-20 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compacts, and related methods and applications
US7753143B1 (en) 2006-12-13 2010-07-13 Us Synthetic Corporation Superabrasive element, structures utilizing same, and method of fabricating same
RU2009127641A (ru) * 2006-12-18 2011-01-27 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (Us) Суперабразивные режущие элементы с повышенной долговечностью и износостойкостью и оснащенное ими буровое устройство
US7998573B2 (en) 2006-12-21 2011-08-16 Us Synthetic Corporation Superabrasive compact including diamond-silicon carbide composite, methods of fabrication thereof, and applications therefor
US7841426B2 (en) * 2007-04-05 2010-11-30 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit with fixed cutters as the sole cutting elements in the axial center of the drill bit
US20100025119A1 (en) * 2007-04-05 2010-02-04 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit and method of using tsp or mosaic cutters on a hybrid bit
US7845435B2 (en) * 2007-04-05 2010-12-07 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit and method of drilling
FR2915232B1 (fr) * 2007-04-23 2009-06-05 Total Sa Trepan pour le forage d'un puits et procede de forage associe.
US7866416B2 (en) 2007-06-04 2011-01-11 Schlumberger Technology Corporation Clutch for a jack element
US7951213B1 (en) 2007-08-08 2011-05-31 Us Synthetic Corporation Superabrasive compact, drill bit using same, and methods of fabricating same
US7967083B2 (en) * 2007-09-06 2011-06-28 Schlumberger Technology Corporation Sensor for determining a position of a jack element
US7721826B2 (en) * 2007-09-06 2010-05-25 Schlumberger Technology Corporation Downhole jack assembly sensor
US8678111B2 (en) * 2007-11-16 2014-03-25 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit and design method
US7806206B1 (en) 2008-02-15 2010-10-05 Us Synthetic Corporation Superabrasive materials, methods of fabricating same, and applications using same
US8999025B1 (en) 2008-03-03 2015-04-07 Us Synthetic Corporation Methods of fabricating a polycrystalline diamond body with a sintering aid/infiltrant at least saturated with non-diamond carbon and resultant products such as compacts
US8911521B1 (en) 2008-03-03 2014-12-16 Us Synthetic Corporation Methods of fabricating a polycrystalline diamond body with a sintering aid/infiltrant at least saturated with non-diamond carbon and resultant products such as compacts
US8986408B1 (en) 2008-04-29 2015-03-24 Us Synthetic Corporation Methods of fabricating polycrystalline diamond products using a selected amount of graphite particles
US7842111B1 (en) 2008-04-29 2010-11-30 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compacts, methods of fabricating same, and applications using same
US20090272582A1 (en) * 2008-05-02 2009-11-05 Baker Hughes Incorporated Modular hybrid drill bit
US7845438B1 (en) 2008-05-15 2010-12-07 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compacts, methods of fabricating same, and applications using same
US7819208B2 (en) * 2008-07-25 2010-10-26 Baker Hughes Incorporated Dynamically stable hybrid drill bit
US9315881B2 (en) 2008-10-03 2016-04-19 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond, polycrystalline diamond compacts, methods of making same, and applications
US7866418B2 (en) 2008-10-03 2011-01-11 Us Synthetic Corporation Rotary drill bit including polycrystalline diamond cutting elements
US8297382B2 (en) 2008-10-03 2012-10-30 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compacts, method of fabricating same, and various applications
US8450637B2 (en) 2008-10-23 2013-05-28 Baker Hughes Incorporated Apparatus for automated application of hardfacing material to drill bits
US9439277B2 (en) * 2008-10-23 2016-09-06 Baker Hughes Incorporated Robotically applied hardfacing with pre-heat
WO2010053710A2 (en) * 2008-10-29 2010-05-14 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for robotic welding of drill bits
US8663349B2 (en) 2008-10-30 2014-03-04 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compacts, and related methods and applications
US8047307B2 (en) * 2008-12-19 2011-11-01 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit with secondary backup cutters positioned with high side rake angles
US20100155146A1 (en) * 2008-12-19 2010-06-24 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit with high pilot-to-journal diameter ratio
EP2376676A2 (en) * 2008-12-31 2011-10-19 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for automated application of hardfacing material to rolling cutters of hybrid-type earth boring drill bits, hybrid drill bits comprising such hardfaced steel-toothed cutting elements, and methods of use thereof
US20100181116A1 (en) * 2009-01-16 2010-07-22 Baker Hughes Incororated Impregnated drill bit with diamond pins
US8071173B1 (en) 2009-01-30 2011-12-06 Us Synthetic Corporation Methods of fabricating a polycrystalline diamond compact including a pre-sintered polycrystalline diamond table having a thermally-stable region
US7971663B1 (en) 2009-02-09 2011-07-05 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compact including thermally-stable polycrystalline diamond body held in barrier receptacle and applications therefor
US8069937B2 (en) 2009-02-26 2011-12-06 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compact including a cemented tungsten carbide substrate that is substantially free of tungsten carbide grains exhibiting abnormal grain growth and applications therefor
US8141664B2 (en) 2009-03-03 2012-03-27 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit with high bearing pin angles
US9770807B1 (en) 2009-03-05 2017-09-26 Us Synthetic Corporation Non-cylindrical polycrystalline diamond compacts, methods of making same and applications therefor
US8216677B2 (en) 2009-03-30 2012-07-10 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compacts, methods of making same, and applications therefor
WO2010115146A2 (en) * 2009-04-02 2010-10-07 Jones Mark L Drill bit for earth boring
US8162082B1 (en) 2009-04-16 2012-04-24 Us Synthetic Corporation Superabrasive compact including multiple superabrasive cutting portions, methods of making same, and applications therefor
US8056651B2 (en) * 2009-04-28 2011-11-15 Baker Hughes Incorporated Adaptive control concept for hybrid PDC/roller cone bits
US8701799B2 (en) 2009-04-29 2014-04-22 Schlumberger Technology Corporation Drill bit cutter pocket restitution
US8459378B2 (en) 2009-05-13 2013-06-11 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit
US8147790B1 (en) 2009-06-09 2012-04-03 Us Synthetic Corporation Methods of fabricating polycrystalline diamond by carbon pumping and polycrystalline diamond products
US8157026B2 (en) 2009-06-18 2012-04-17 Baker Hughes Incorporated Hybrid bit with variable exposure
US8079428B2 (en) * 2009-07-02 2011-12-20 Baker Hughes Incorporated Hardfacing materials including PCD particles, welding rods and earth-boring tools including such materials, and methods of forming and using same
CA2773897A1 (en) 2009-09-16 2011-03-24 Baker Hughes Incorporated External, divorced pdc bearing assemblies for hybrid drill bits
US8347989B2 (en) * 2009-10-06 2013-01-08 Baker Hughes Incorporated Hole opener with hybrid reaming section and method of making
US8448724B2 (en) * 2009-10-06 2013-05-28 Baker Hughes Incorporated Hole opener with hybrid reaming section
US8596387B1 (en) 2009-10-06 2013-12-03 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compact including a non-uniformly leached polycrystalline diamond table and applications therefor
US8561727B1 (en) 2009-10-28 2013-10-22 Us Synthetic Corporation Superabrasive cutting elements and systems and methods for manufacturing the same
US8839886B2 (en) * 2009-11-09 2014-09-23 Atlas Copco Secoroc Llc Drill bit with recessed center
US8995742B1 (en) 2009-11-10 2015-03-31 Us Synthetic Corporation Systems and methods for evaluation of a superabrasive material
US8353371B2 (en) * 2009-11-25 2013-01-15 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compact including a substrate having a raised interfacial surface bonded to a leached polycrystalline diamond table, and applications therefor
US8439137B1 (en) 2010-01-15 2013-05-14 Us Synthetic Corporation Superabrasive compact including at least one braze layer thereon, in-process drill bit assembly including same, and method of manufacture
JP2011149248A (ja) * 2010-01-25 2011-08-04 Teikusu Holdings:Kk ロックビット
US8820442B2 (en) 2010-03-02 2014-09-02 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compact including a substrate having a raised interfacial surface bonded to a polycrystalline diamond table, and applications therefor
US9260923B1 (en) 2010-05-11 2016-02-16 Us Synthetic Corporation Superabrasive compact and rotary drill bit including a heat-absorbing material for increasing thermal stability of the superabrasive compact
EP2580012A2 (en) 2010-06-10 2013-04-17 Baker Hughes Incorporated Superabrasive cutting elements with cutting edge geometry having enhanced durability and cutting effieciency and drill bits so equipped
US8945249B1 (en) 2010-06-18 2015-02-03 Us Synthetic Corporation Methods for characterizing a polycrystalline diamond element by magnetic measurements
WO2012006182A1 (en) 2010-06-29 2012-01-12 Baker Hughes Incorporated Drill bits with anti-tracking features
US8978789B1 (en) 2010-07-28 2015-03-17 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compact including an at least bi-layer polycrystalline diamond table, methods of manufacturing same, and applications therefor
US8702824B1 (en) 2010-09-03 2014-04-22 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compact including a polycrystalline diamond table fabricated with one or more sp2-carbon-containing additives to enhance cutting lip formation, and related methods and applications
US8888879B1 (en) 2010-10-20 2014-11-18 Us Synthetic Corporation Detection of one or more interstitial constituents in a polycrystalline diamond element by neutron radiographic imaging
US8978786B2 (en) 2010-11-04 2015-03-17 Baker Hughes Incorporated System and method for adjusting roller cone profile on hybrid bit
US10309158B2 (en) 2010-12-07 2019-06-04 Us Synthetic Corporation Method of partially infiltrating an at least partially leached polycrystalline diamond table and resultant polycrystalline diamond compacts
US8875591B1 (en) 2011-01-27 2014-11-04 Us Synthetic Corporation Methods for measuring at least one rheological property of diamond particles
EP2673451B1 (en) 2011-02-11 2015-05-27 Baker Hughes Incorporated System and method for leg retention on hybrid bits
US9782857B2 (en) 2011-02-11 2017-10-10 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit having increased service life
US9027675B1 (en) 2011-02-15 2015-05-12 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compact including a polycrystalline diamond table containing aluminum carbide therein and applications therefor
US8727045B1 (en) 2011-02-23 2014-05-20 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compacts, methods of making same, and applications therefor
US8727044B2 (en) 2011-03-24 2014-05-20 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compact including a carbonate-catalyzed polycrystalline diamond body and applications therefor
US8727046B2 (en) 2011-04-15 2014-05-20 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compacts including at least one transition layer and methods for stress management in polycrsystalline diamond compacts
US8651743B2 (en) 2011-04-19 2014-02-18 Us Synthetic Corporation Tilting superhard bearing elements in bearing assemblies, apparatuses, and motor assemblies using the same
US8545103B1 (en) 2011-04-19 2013-10-01 Us Synthetic Corporation Tilting pad bearing assemblies and apparatuses, and motor assemblies using the same
US8646981B2 (en) 2011-04-19 2014-02-11 Us Synthetic Corporation Bearing elements, bearing assemblies, and related methods
US8950519B2 (en) 2011-05-26 2015-02-10 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compacts with partitioned substrate, polycrystalline diamond table, or both
US8863864B1 (en) 2011-05-26 2014-10-21 Us Synthetic Corporation Liquid-metal-embrittlement resistant superabrasive compact, and related drill bits and methods
US9062505B2 (en) 2011-06-22 2015-06-23 Us Synthetic Corporation Method for laser cutting polycrystalline diamond structures
US9297411B2 (en) 2011-05-26 2016-03-29 Us Synthetic Corporation Bearing assemblies, apparatuses, and motor assemblies using the same
US8833635B1 (en) 2011-07-28 2014-09-16 Us Synthetic Corporation Method for identifying PCD elements for EDM processing
US8760668B1 (en) 2011-08-03 2014-06-24 Us Synthetic Corporation Methods for determining wear volume of a tested polycrystalline diamond element
US9144886B1 (en) 2011-08-15 2015-09-29 Us Synthetic Corporation Protective leaching cups, leaching trays, and methods for processing superabrasive elements using protective leaching cups and leaching trays
US9540885B2 (en) 2011-10-18 2017-01-10 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compacts, related products, and methods of manufacture
US9487847B2 (en) 2011-10-18 2016-11-08 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compacts, related products, and methods of manufacture
US9272392B2 (en) 2011-10-18 2016-03-01 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compacts and related products
SG11201402311VA (en) 2011-11-15 2014-06-27 Baker Hughes Inc Hybrid drill bits having increased drilling efficiency
EA027746B1 (ru) * 2012-03-02 2017-08-31 Нэшнл Ойлвэл Варко, Л.П. Буровое долото с внутренним калибровочным кольцом
US9316059B1 (en) 2012-08-21 2016-04-19 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compact and applications therefor
US9512681B1 (en) 2012-11-19 2016-12-06 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compact comprising cemented carbide substrate with cementing constituent concentration gradient
US9844854B1 (en) 2012-11-21 2017-12-19 Us Synthetic Corporation Protective leaching cups, systems, and methods of use
US9227302B1 (en) 2013-01-28 2016-01-05 Us Synthetic Corporation Overmolded protective leaching mask assemblies and methods of use
US9732563B1 (en) 2013-02-25 2017-08-15 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compacts including a cemented carbide substrate and applications therefor
US9297212B1 (en) 2013-03-12 2016-03-29 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compact including a substrate having a convexly-curved interfacial surface bonded to a polycrystalline diamond table, and related methods and applications
US10280687B1 (en) 2013-03-12 2019-05-07 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compacts including infiltrated polycrystalline diamond table and methods of making same
US9550276B1 (en) 2013-06-18 2017-01-24 Us Synthetic Corporation Leaching assemblies, systems, and methods for processing superabrasive elements
US10022840B1 (en) 2013-10-16 2018-07-17 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compact including crack-resistant polycrystalline diamond table
US10047568B2 (en) 2013-11-21 2018-08-14 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compacts, and related methods and applications
US9718168B2 (en) 2013-11-21 2017-08-01 Us Synthetic Corporation Methods of fabricating polycrystalline diamond compacts and related canister assemblies
US9945186B2 (en) 2014-06-13 2018-04-17 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compact, and related methods and applications
US9610555B2 (en) 2013-11-21 2017-04-04 Us Synthetic Corporation Methods of fabricating polycrystalline diamond and polycrystalline diamond compacts
US9765572B2 (en) 2013-11-21 2017-09-19 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compact, and related methods and applications
US10101263B1 (en) 2013-12-06 2018-10-16 Us Synthetic Corporation Methods for evaluating superabrasive elements
US9789587B1 (en) 2013-12-16 2017-10-17 Us Synthetic Corporation Leaching assemblies, systems, and methods for processing superabrasive elements
US9403260B1 (en) 2014-01-28 2016-08-02 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compacts including a polycrystalline diamond table having a modified region exhibiting porosity and methods of making same
US10807913B1 (en) 2014-02-11 2020-10-20 Us Synthetic Corporation Leached superabrasive elements and leaching systems methods and assemblies for processing superabrasive elements
CA2948648C (en) 2014-05-23 2019-03-12 Baker Hugues Incorporated Hybrid bit with mechanically attached roller cone elements
US9908215B1 (en) 2014-08-12 2018-03-06 Us Synthetic Corporation Systems, methods and assemblies for processing superabrasive materials
US10060192B1 (en) 2014-08-14 2018-08-28 Us Synthetic Corporation Methods of making polycrystalline diamond compacts and polycrystalline diamond compacts made using the same
CN104196460B (zh) * 2014-08-25 2017-05-03 江苏长城石油装备制造有限公司 一种用于天然气岩芯钻探的回转组合式pdc钻头
US10549402B1 (en) 2014-10-10 2020-02-04 Us Synthetic Corporation Methods of cleaning and/or neutralizing an at least partially leached polycrystalline diamond body and resulting polycrystalline diamond compacts
US11766761B1 (en) 2014-10-10 2023-09-26 Us Synthetic Corporation Group II metal salts in electrolytic leaching of superabrasive materials
US10610999B1 (en) 2014-10-10 2020-04-07 Us Synthetic Corporation Leached polycrystalline diamond elements
US10011000B1 (en) 2014-10-10 2018-07-03 Us Synthetic Corporation Leached superabrasive elements and systems, methods and assemblies for processing superabrasive materials
US11428050B2 (en) 2014-10-20 2022-08-30 Baker Hughes Holdings Llc Reverse circulation hybrid bit
US10030451B1 (en) 2014-11-12 2018-07-24 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compacts including a cemented carbide substrate and applications therefor
US10107043B1 (en) 2015-02-11 2018-10-23 Us Synthetic Corporation Superabrasive elements, drill bits, and bearing apparatuses
US10350734B1 (en) 2015-04-21 2019-07-16 Us Synthetic Corporation Methods of forming a liquid metal embrittlement resistant superabrasive compact, and superabrasive compacts and apparatuses using the same
US10723626B1 (en) 2015-05-31 2020-07-28 Us Synthetic Corporation Leached superabrasive elements and systems, methods and assemblies for processing superabrasive materials
US10260162B1 (en) 2015-07-01 2019-04-16 Us Synthetic Corporation Methods of leaching a superabrasive body and apparatuses and systems for the same
US10087685B1 (en) 2015-07-02 2018-10-02 Us Synthetic Corporation Shear-resistant joint between a superabrasive body and a substrate
US10557311B2 (en) 2015-07-17 2020-02-11 Halliburton Energy Services, Inc. Hybrid drill bit with counter-rotation cutters in center
CN105156036B (zh) 2015-08-27 2018-01-05 中国石油天然气集团公司 凸脊型非平面切削齿及金刚石钻头
US10399206B1 (en) 2016-01-15 2019-09-03 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compacts, methods of fabricating the same, and methods of using the same
USD835163S1 (en) 2016-03-30 2018-12-04 Us Synthetic Corporation Superabrasive compact
CN106437525B (zh) * 2016-08-02 2019-11-05 西南石油大学 一种适用于难钻地层的复合钻头
US10450808B1 (en) 2016-08-26 2019-10-22 Us Synthetic Corporation Multi-part superabrasive compacts, rotary drill bits including multi-part superabrasive compacts, and related methods
DK3441207T3 (da) * 2017-08-08 2020-08-10 Mauerspecht GmbH Fremgangsmåde til udførelse af kerneboringer og anordninger til dens udførelse
WO2019035838A1 (en) * 2017-08-17 2019-02-21 Halliburton Energy Services, Inc. TRAPPER WITH ADJUSTABLE INTERNAL GAUGE CONFIGURATION
US10900291B2 (en) 2017-09-18 2021-01-26 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond elements and systems and methods for fabricating the same
US10995557B2 (en) * 2017-11-08 2021-05-04 Halliburton Energy Services, Inc. Method of manufacturing and designing a hybrid drill bit
CA3170276A1 (en) 2018-01-23 2019-08-01 Us Synthetic Corporation Corrosion resistant bearing elements, bearing assemblies, bearing apparatuses, and motor assemblies using the same
CN111456642A (zh) * 2019-01-18 2020-07-28 西南石油大学 一种微心复合钻头
CN110748300B (zh) * 2019-11-19 2020-09-25 中国石油大学(华东) 一种具有诱导载荷与磨料射流联合作用的钻头及钻井方法
US11255128B2 (en) * 2020-01-23 2022-02-22 Saudi Arabian Oil Company Drilling boreholes with a hybrid bit
US11988044B2 (en) * 2022-09-16 2024-05-21 Ted R. Dimitroff Excavation boring and shoring method and equipment

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1836638A (en) * 1927-08-23 1931-12-15 Wieman Kammerer Wright Co Inc Well drilling bit
US2034073A (en) * 1934-04-02 1936-03-17 Globe Oil Tools Co Well bit
US2054255A (en) * 1934-11-13 1936-09-15 John H Howard Well drilling tool
US2708105A (en) * 1953-08-31 1955-05-10 Jr Edward B Williams Combination core and plug bit
US2975849A (en) * 1958-04-25 1961-03-21 Diamond Oil Well Drilling Core disintegrating drill bit
US3100544A (en) * 1960-05-31 1963-08-13 Jersey Prod Res Co Drilling device
US3075592A (en) * 1960-05-31 1963-01-29 Jersey Prod Res Co Drilling device
US3055443A (en) * 1960-05-31 1962-09-25 Jersey Prod Res Co Drill bit
US3077936A (en) * 1961-11-06 1963-02-19 Arutunoff Armais Diamond drill
US3424258A (en) * 1966-11-16 1969-01-28 Japan Petroleum Dev Corp Rotary bit for use in rotary drilling
US4006788A (en) * 1975-06-11 1977-02-08 Smith International, Inc. Diamond cutter rock bit with penetration limiting
US4440247A (en) * 1982-04-29 1984-04-03 Sartor Raymond W Rotary earth drilling bit
US4640375A (en) * 1982-11-22 1987-02-03 Nl Industries, Inc. Drill bit and cutter therefor
US4538691A (en) * 1984-01-30 1985-09-03 Strata Bit Corporation Rotary drill bit
US4694916A (en) * 1986-09-22 1987-09-22 R. C. Ltd. Continuous coring drill bit
NO169735C (no) * 1989-01-26 1992-07-29 Geir Tandberg Kombinasjonsborekrone

Also Published As

Publication number Publication date
GB9001836D0 (en) 1990-03-28
CA2008567A1 (en) 1990-07-26
GB2227509B (en) 1992-09-23
NO890327L (no) 1990-08-20
NO169735C (no) 1992-07-29
BE1003792A3 (fr) 1992-06-16
GB2227509A (en) 1990-08-01
US5016718A (en) 1991-05-21
NO890327D0 (no) 1989-01-26
US5176212A (en) 1993-01-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO169735B (no) Kombinasjonsborekrone
US5535839A (en) Roof drill bit with radial domed PCD inserts
US3645346A (en) Erosion drilling
US5531281A (en) Rotary drilling tools
US6253864B1 (en) Percussive shearing drill bit
US4538691A (en) Rotary drill bit
US4640374A (en) Rotary drill bit
US6338390B1 (en) Method and apparatus for drilling a subterranean formation employing drill bit oscillation
US5595252A (en) Fixed-cutter drill bit assembly and method
US4445580A (en) Deep hole rock drill bit
US4892159A (en) Kerf-cutting apparatus and method for improved drilling rates
US4724913A (en) Drill bit and improved cutting element
US20080035387A1 (en) Downhole Drill Bit
JPS6055676B2 (ja) 回転式ドリルビット
RU2332554C2 (ru) Буровое долото, система и способ бурения ствола скважины в подземной формации
GB2385618A (en) Device for drilling a subterranean formation with variable depth of cut
EP1616071B1 (en) Drill bit
US20020062996A1 (en) Rotary contact structures and cutting elements
US10907417B2 (en) Polycrystalline diamond chisel type insert for use in percussion drill bits even for use in large hole percussion drilling of oil wells
US10570665B2 (en) Drill bit
CN100458097C (zh) 冲击钻头、包括这种钻头的钻井系统和钻井方法
US4632196A (en) Drill bit with shrouded cutter
US20040231894A1 (en) Rotary tools or bits
AU2003259639B2 (en) Cutting Element Having Enhanced Cutting Geometry
US3548960A (en) Drill bit having rotating stand-off elements

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees