NO169735B - Kombinasjonsborekrone - Google Patents
Kombinasjonsborekrone Download PDFInfo
- 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
Links
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 19
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 19
- 239000010432 diamond Substances 0.000 claims description 4
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 4
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 2
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 48
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 235000013601 eggs Nutrition 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 238000007790 scraping Methods 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-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
- E21B10/46—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts
- E21B10/56—Button-type inserts
- E21B10/567—Button-type inserts with preformed cutting elements mounted on a distinct support, e.g. polycrystalline inserts
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH 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
- E21B10/02—Core bits
- E21B10/04—Core bits with core destroying means
-
- 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
- E21B10/60—Drill bits characterised by conduits or nozzles for drilling fluids
- E21B10/605—Drill 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°.
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)
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)
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 |
-
1989
- 1989-01-26 NO NO890327A patent/NO169735C/no not_active IP Right Cessation
-
1990
- 1990-01-24 US US07/469,244 patent/US5016718A/en not_active Expired - Lifetime
- 1990-01-25 BE BE9000086A patent/BE1003792A3/fr not_active IP Right Cessation
- 1990-01-25 CA CA002008567A patent/CA2008567A1/en not_active Abandoned
- 1990-01-26 GB GB9001836A patent/GB2227509B/en not_active Expired - Fee Related
-
1992
- 1992-02-05 US US07/831,448 patent/US5176212A/en not_active Expired - Lifetime
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 |