NO172301B - Borkrone for rotasjonsboring - Google Patents
Borkrone for rotasjonsboring Download PDFInfo
- Publication number
- NO172301B NO172301B NO871250A NO871250A NO172301B NO 172301 B NO172301 B NO 172301B NO 871250 A NO871250 A NO 871250A NO 871250 A NO871250 A NO 871250A NO 172301 B NO172301 B NO 172301B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- drill bit
- front layer
- cutting
- cutting elements
- central part
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 23
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 55
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 6
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 claims 1
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 18
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 18
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 229910052582 BN Inorganic materials 0.000 description 2
- PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N Boron nitride Chemical compound N#B PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000005219 brazing Methods 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
- Peptides Or Proteins (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
- Drilling Tools (AREA)
Description
Oppfinnelsen angår en borkrone for dyp rotasjonsboring i jordformasjoner under sjøoverflaten, og særlig en borkrone som omfatter et borkronehode eller -legeme egnet for forbindelse med den nedre ende av en borestreng og med en rekke hardmetall- eller diamantinnsatser (skjær, bits), her kalt skjæreelementer.
Borkroner av denne type er kjent og beskrevet f.eks. i US-PS 4 098 362 og 4 244 432, med skjæreelementer med sylinderform og festet i fordypninger, f.eks. ved hjelp av slag- eller hardlodding til en bolt som på sin side innpasses i et tilsvarende hull i borkronelegemet. Under boring vil de støt og påkjenninger som skjærelementene utsettes for være særdeles kraftige, og for å hindre unødvendig store påkjenninger på elementene anordnes disse slik at deres frontflate orienteres med en negativ skjærvinkel på mellom null og 20°.
Skjæreelementene omfatter vanligvis et skjærende frontsjikt av partikler av syntetisk diamant eller av kubiske bornitridpartikler, og partiklene er sintret til en kompakt polykrystallinsk masse. Hvert skjæreelements frontsjikt kan ha et indre parti av sementert wolframkarbidsubstrat for å oppta de påkjenninger som oppstår mot frontsjiktet under boringen. Formede skjæreelementer av denne type er beskrevet i US-PS 4 194 790 og i EP nr. 29187. Slike skjæreelementer kalles ofte komposittplugger eller - dersom skjæreflaten er av diamant - polykrystallinske diamantplugger (PDC).
Skjæreelementene på borkroner av den ovennevnte type er vanligvis utstyrt med et skjærende frontsjikt med en tykkelse som velges slik at det oppnås et kompromiss mellom de forskjellige ønskede boreparametre.
F.eks. vil en liten tykkelse av det skjærende frontsjikt gi et skjæreelement som holder seg forholdsvis skarpt over hele levetiden slik at det oppnås en stor borkroneaggressivitet (angitt som forholdet mellom borkronemomentet og den påtrykte vekt). Imidlertid har en stor borkroneaggressivitet konsekvensen av at det ved boring i visse formasjoner risikeres en relativt stor fastkilingstendens for borkronen, i avhengighet av borkronevekten. Spesielt dersom borkronen drives av en drivinnretning nede i borehullet, såsom en borvæskedrevet turbin, kan denne fastkilingstendens føre til fluktuasjoner i borkroneturtallet og en dårlig borefremdrift.
Et formål med den foreliggende oppfinnelse er å skaffe til veie en borkrone hvor aggressivitetsfaktoren kan bestemmes slik at det oppnås en stor boreinntrengnings-hastighet uten at fastkilingstendensen for borkronen økes.
Et ytterligere formål med oppfinnelsen er å skaffe til veie en borkrone med god retningsstabilitet og tilnærmet konstant boreytelse over hele levetiden.
Dette er oppnådd med en borkrone av den type som fremgår av den innledende del av det etterfølgende krav 1, og hvor borkronen er kjennetegnet ved de trekk som fremgår av den karakteriserende del av dette krav.
Ytterligere formål og fordeler ved oppfinnelsen fremgår av de etterfølgende uselvstendige krav.
Oppfinnelsen skal nå forklares nærmere i detalj og med henvisning til ledsagende tegninger, hvor fig. 1 viser et vertikalsnitt av en borkrone i samsvar med oppfinnelsen, og fig. 2 viser et av skjæreelementene i det sentrale parti av borkronen på fig. 1, vist i samsvar med en snittlinje II - II.
Borkronen som er vist på fig. 1 omfatter et borkronelegeme 1 av krone typen og som ved sin øvre ende har et gjenget skaft 2 for å kunne skrus fast til den nedre ende av en borestreng.
Borkronelegemet 1 omfatter en sentral boring 3 for å gi anledning til at borevæske eller -slam kan strømme fra borestrengens indre via en rekke dyser 4 til radiale strømningskanaler 5 utformet i den fremre ende av borkronen og fremover til foran skjæreelementene 8, 9 som er anordnet på borkronelegemets overflate, for kjøling av disse og for å spyle ut borekaks fra boreflaten og oppover til det omliggende ringrom.
Skjæreelementene er arrangert i radiale rekker slik at hvert elements frontflate 10 (fig. 2) ligger i flukt med en av sideveggene i strømningskanalene 5. De radiale rekker av skjæreelementer 8, 9 er fordelt med regelmessig vinkelavstand rundt borkronens frontflate 6 og slik at elementene 8, 9 i én rekke blir liggende forskjøvet og overlappende i forhold til de tilsvarende elementer i en naborekke, hvorved samtlige skjæreelementer 8, 9 bidrar til at det skjæres ut konsentriske spor i borehullets bunn under boringen, slik at denne kan skride jevnt fremover i formasjonen.
Skjæreelementene 8, 9 (se fig. 2) er i det viste tilfelle i form av polykrystallinske diamantplugger (PDC) med et polykrystallinsk frontsjikt 11 av diamant og forøvrig av sintret wolframkarbid 12.
Fronts jiktet kan i stedet for å være sintrede diamantpartikler omfatte andre harde elementer eller partikler egnet for skjæring, såsom av bornitrid.
I samsvar med oppfinnelsen er tykkelsen T av skjæreelementets 8 frontsjikt 11 i det sentrale parti 14 av borkronens frontflate 6 større enn den tilsvarende tykkelse av skjæreelementets 9 frontsjikt i det ytre parti 15 av samme. I den utførelse av en borkrone som er vist på fig. 1 er det sentrale parti 14 partiet mellom en sentral akse 1 for borkronen og det nederste parti 16 av frontflaten 6, mens det ytre parti 15 er partiet utenfor, avgrenset fra det nederste parti 16 og ut til den ytre periferi 17 av borkronen.
Som det videre fremgår av fig. 2 har samtlige skjæreelementer 8 i det sentrale parti 14 et avfaset diamantsjikt 11. Fasevinkelen (3 og den såkalte skjærvinkel y er tilpasset slik at det dannes en fri klaringsvinkel a mellom den nedre, avfasede skjærekant 19 på et nytt skjæreelement 8 og borehullets bunn. Verdien av a bør være tilnærmet lik den nedslitningsvinkel som etter hvert dannes når skjæreelementene slites. Som angitt i vårt EP nr. 155026 blir denne nedslitningsvinkel holdt tilnærmet konstant over hele borkronens levetid. Nedslitningsvinkelen kan være mellom 10 og 15°, uavhengig av tykkelsen T av frontsjiktet 11, vekten på borkronen og hastigheten v av skjæreelementet 8 i forhold til borehullets bunn. Den avfasede fasong av diamantsjiktet fører i dette tilfelle til at skjæreelementet 10 får tilnærmet samme skjærevirkning når det er slitt som når det er nytt. Dette betyr at aggressiv!tetsfaktoren for borkronen (definert tidligere) holdes konstant over hele borkronens levetid, og denne faktor kan bestemmes ved valg av passende tykkelse på diamantsjiktet for skjæreelementene 8 og 9 i borkronens sentrale og ytre parti. Et tykkere diamantsjikt forutsetter en høyere vekt på borkronen for å føre denne fremover i fjellet. Dreiemomentet må likeledes økes, men siden skjæreelementene 8 med det relativt tykke diamantsjikt befinner seg i det sentrale parti, vil det ekstra dreiemoment som forutsettes utgjøre en mindre del av det totale dreiemoment for hele borkronen. Derfor kan aggressivitetsfaktoren reduseres ved å øke diamantsjiktets tykkelse for skjæreelementene 8 i det sentrale parti i forhold til de elementer som befinner seg i det ytre parti. At aggressiviteten av borkronen holdes konstant på en lavere verdi over hele borkronens levetid er av stor betydning for boringen når det benyttes drivanordninger i selve brønnen, såsom hydrauliske motorer drevet av borevæsken. Den reduserte fastkilingstendens som dette medfører for borkronen under drift fra en nedsenket drivenhet fører til en vesentlig reduksjon av fluktuasjonene under boringen.
Vanligvis er det foretrukket å velge forholdet mellom tykkelsen T av diamantsjiktet 11 på skjæreelementene 8 i det sentrale parti 14 og tykkelsen av diamantsjiktet på skjæreelementene 9 i det ytre parti 15 innenfor omfanget 1,1 til 10.
Det er videre foretrukket å velge tykkelsen T av diamantsjiktet 11 på skjæreelementene 8 i det sentrale parti 14 mellom 0,55 og 3 mm og det tilsvarende diamantsjikt på elementene 9 i det ytre parti 15 mellom 0,3 og 0,5 mm.
Når skjæreelementene 8 har et tykkere diamantsjikt 11 i det sentrale parti 14, blir det borede borehull svakt konisk, angitt med vinkelen 6, og retningsstabiliteten av borkronen bedres siden de siderettede kraftkomponenter av de relativt store normalkrefter som virker på skjæreelementene vil utbalansere hverandre og tvinge borkronen til å trenge dypere ned i hullet i samme retning som den sentrale akse I.
Det vil være klart at i borehull boret med awiksboring vil de siderettede krefter som forårsakes av vekten av boreutrustningen nede i hullet reduseres i forhold til de siderettede skjærkrefter slik at større avvik av borkronen under boring ved awiksboring også reduseres som følge av det ovenstående. Siden de siderettede skjærkrefter er proporsjonale med vekten på borkronen, vil retningsstabili teten bedres med denne vekt, og dette er gunstig for den kontinuerlige styring som benyttes ved drivenheter som befinner seg nede i borehullet, f.eks. som beskrevet i vårt EP nr. 109699.
Fordelene med den borkrone som nå er beskrevet og vist på tegningene er at dens boreparametre holdes konstant over hele levetiden, og dette bidrar til å fastlegge de egentlige boreproblemer, at borkronens aggressivitetsfaktor kan bestemmes slik at det kan utføres en optimalisering av boringen med drivenhet nede i borebrønnen, og at retningsstabiliteten av borkronen er forbedret.
I stedet for den sylindriske form av skjæreelementene, vist på tegningene, kan elementene også ha en annen passende form for benyttelse i borkronen i samsvar med oppfinnelsen, så lenge de i det sentrale parti av borkronen har et skjærende frontsjikt med større tykkelse enn den tilsvarende tykkelse av frrontsjiktet på elementene i det ytre parti. Det vil videre være klart at skjæreelementene kan bestå av kun ett frontsjikt som er sintret direkte på borkronens hardmetallegeme. Dessuten er det innenfor oppfinnelsens ramme at skjæreelementene kan være fordelt på andre måter, også kjente innenfor borkroneteknikken, over borkronens overflate.
Claims (8)
1. Borkrone for rotasjonsboring av dype borehull, omfattende et borkronelegeme (1) anordnet for tilkopling av den nedre ende av en borestreng, og en rekke skjæreelementer (8, 9) som rager ut fra borkronelegemet (1) og omfatter et sintret frontsjikt (11) med harde partikler, og hvor borkronelegemet (1) videre har et sentralt parti (14) innenfor et ytre parti (15), KARAKTERISERT VED at det sentrale partis (14) skjæreelementer (8) har en frontsjikttykkelse (T) som er større enn den tilsvarende tykkelse av frontsjiktet (11) på skjæreelementene (9) i borkronelegemets (1) ytre parti.
2. Borkrone ifølge krav 1, KARAKTERISERT VED at borkronelegemet (1) har kronefasong, med sitt sentrale parti (14) mellom borkronens og borkronelegemets (1) omdreiningsakse (I) og det nederste parti (16) av borkronens ytterflate (6), mens det ytre parti (15) er det parti som strekker seg radialt fra det sentrale parti (14) og ut til borkronens ytre periferi (17).
3. Borkrone ifølge krav 2, KARAKTERISERT VED at skjæreelementene (8, 9) er fordelt hovedsakelig i radiale rekker langs borkroneoverflaten.
4. Borkrone ifølge krav 1, KARAKTERISERT VED at forholdet mellom tykkelsen (T) av frontsjiktet (11) på kutte-elementene (8) i det sentrale parti (14) og den tilsvarende tykkelse av frontsjiktet på elementene (9) i det ytre parti (15) er over 1,1.
5. Borkrone ifølge krav 1, KARAKTERISERT VED at tykkelsen (T) av frontsjiktet (11) på skjæreelementene (8) i det sentrale parti (14) er over 0,55 mm, og at den tilsvarende tykkelse av frontsjiktet på elementene (9) i det ytre parti (15) er under 0,5 mm.
6. Borkrone ifølge krav 1, KARAKTERISERT VED at minst ett skjøreelement (8) i det sentrale parti (14) er utstyrt med et skjørende frontsjikt (11) med avfaset fasong.
7. Borkrone ifølge krav 6, KARAKTERISERT VED at den avfasede fasong er slik at skjærekanten for et nytt skjære element ved den ytre kant av det skjærende frontsjikt (11) har en slik orientering at det dannes en spiss, fri klaringsvinkel (a) mellom skjærekanten og borehullets bunn.
8. Borkrone ifølge krav 7, KARAKTERISERT VED at den spisse klaringsvinkel (a) ligger mellom 10 og 15°.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB868607701A GB8607701D0 (en) | 1986-03-27 | 1986-03-27 | Rotary drill bit |
Publications (4)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO871250D0 NO871250D0 (no) | 1987-03-25 |
NO871250L NO871250L (no) | 1987-09-28 |
NO172301B true NO172301B (no) | 1993-03-22 |
NO172301C NO172301C (no) | 1993-06-30 |
Family
ID=10595372
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO871250A NO172301C (no) | 1986-03-27 | 1987-03-25 | Borkrone for rotasjonsboring |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4792001A (no) |
EP (1) | EP0239178B1 (no) |
CA (1) | CA1319676C (no) |
DE (1) | DE3776169D1 (no) |
ES (1) | ES2028046T3 (no) |
GB (1) | GB8607701D0 (no) |
NO (1) | NO172301C (no) |
Families Citing this family (60)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5373900A (en) | 1988-04-15 | 1994-12-20 | Baker Hughes Incorporated | Downhole milling tool |
EP0352895B1 (en) * | 1988-06-28 | 1993-03-03 | Camco Drilling Group Limited | Cutting elements for rotary drill bits |
US5033560A (en) * | 1990-07-24 | 1991-07-23 | Dresser Industries, Inc. | Drill bit with decreasing diameter cutters |
US5199511A (en) * | 1991-09-16 | 1993-04-06 | Baker-Hughes, Incorporated | Drill bit and method for reducing formation fluid invasion and for improved drilling in plastic formations |
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 |
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 |
US5924501A (en) * | 1996-02-15 | 1999-07-20 | Baker Hughes Incorporated | Predominantly diamond cutting structures for earth boring |
US5881830A (en) * | 1997-02-14 | 1999-03-16 | Baker Hughes Incorporated | Superabrasive drill bit cutting element with buttress-supported planar chamfer |
US5960896A (en) * | 1997-09-08 | 1999-10-05 | Baker Hughes Incorporated | Rotary drill bits employing optimal cutter placement based on chamfer geometry |
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 |
US6672406B2 (en) | 1997-09-08 | 2004-01-06 | Baker Hughes Incorporated | Multi-aggressiveness cuttting face on PDC cutters and method of drilling subterranean formations |
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 |
US6592985B2 (en) | 2000-09-20 | 2003-07-15 | Camco International (Uk) Limited | Polycrystalline diamond partially depleted of catalyzing material |
DE60140617D1 (de) | 2000-09-20 | 2010-01-07 | Camco Int Uk Ltd | Polykristalliner diamant mit einer an katalysatormaterial abgereicherten oberfläche |
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 |
GB2408735B (en) | 2003-12-05 | 2009-01-28 | Smith International | Thermally-stable polycrystalline diamond materials and compacts |
US7726420B2 (en) * | 2004-04-30 | 2010-06-01 | Smith International, Inc. | Cutter having shaped working surface with varying edge chamfer |
US7647993B2 (en) | 2004-05-06 | 2010-01-19 | Smith International, Inc. | Thermally stable diamond bonded materials and compacts |
US7754333B2 (en) | 2004-09-21 | 2010-07-13 | Smith International, Inc. | Thermally stable diamond polycrystalline diamond constructions |
US7608333B2 (en) | 2004-09-21 | 2009-10-27 | Smith International, Inc. | Thermally stable diamond polycrystalline diamond constructions |
US7681669B2 (en) | 2005-01-17 | 2010-03-23 | Us Synthetic Corporation | Polycrystalline diamond insert, drill bit including same, and method of operation |
US7350601B2 (en) | 2005-01-25 | 2008-04-01 | Smith International, Inc. | Cutting elements formed from ultra hard materials having an enhanced construction |
US8197936B2 (en) * | 2005-01-27 | 2012-06-12 | Smith International, Inc. | Cutting structures |
US7377341B2 (en) * | 2005-05-26 | 2008-05-27 | Smith International, Inc. | Thermally stable ultra-hard material compact construction |
US7493973B2 (en) | 2005-05-26 | 2009-02-24 | Smith International, Inc. | Polycrystalline diamond materials having improved abrasion resistance, thermal stability and impact resistance |
US8020643B2 (en) | 2005-09-13 | 2011-09-20 | Smith International, Inc. | Ultra-hard constructions with enhanced second phase |
US7726421B2 (en) * | 2005-10-12 | 2010-06-01 | Smith International, Inc. | Diamond-bonded bodies and compacts with improved thermal stability and mechanical strength |
US7628234B2 (en) * | 2006-02-09 | 2009-12-08 | Smith International, Inc. | Thermally stable ultra-hard polycrystalline materials and compacts |
US8066087B2 (en) | 2006-05-09 | 2011-11-29 | Smith International, Inc. | Thermally stable ultra-hard material compact constructions |
US8028771B2 (en) * | 2007-02-06 | 2011-10-04 | Smith International, Inc. | Polycrystalline diamond constructions having improved thermal stability |
US7942219B2 (en) * | 2007-03-21 | 2011-05-17 | Smith International, Inc. | Polycrystalline diamond constructions having improved thermal stability |
US8499861B2 (en) * | 2007-09-18 | 2013-08-06 | Smith International, Inc. | Ultra-hard composite constructions comprising high-density diamond surface |
US7980334B2 (en) * | 2007-10-04 | 2011-07-19 | Smith International, Inc. | Diamond-bonded constructions with improved thermal and mechanical properties |
US9297211B2 (en) * | 2007-12-17 | 2016-03-29 | Smith International, Inc. | Polycrystalline diamond construction with controlled gradient metal content |
US8083012B2 (en) | 2008-10-03 | 2011-12-27 | Smith International, Inc. | Diamond bonded construction with thermally stable region |
US7972395B1 (en) | 2009-04-06 | 2011-07-05 | Us Synthetic Corporation | Superabrasive articles and methods for removing interstitial materials from superabrasive materials |
US8951317B1 (en) | 2009-04-27 | 2015-02-10 | Us Synthetic Corporation | Superabrasive elements including ceramic coatings and methods of leaching catalysts from superabrasive elements |
GB2481957B (en) | 2009-05-06 | 2014-10-15 | Smith International | Methods of making and attaching tsp material for forming cutting elements, cutting elements having such tsp material and bits incorporating such cutting |
US8590130B2 (en) | 2009-05-06 | 2013-11-26 | Smith International, Inc. | Cutting elements with re-processed thermally stable polycrystalline diamond cutting layers, bits incorporating the same, and methods of making the same |
CN102482919B (zh) | 2009-06-18 | 2014-08-20 | 史密斯国际有限公司 | 具有工程化孔隙率的多晶金刚石切削元件和用于制造这种切削元件的方法 |
US9352447B2 (en) | 2009-09-08 | 2016-05-31 | Us Synthetic Corporation | Superabrasive elements and methods for processing and manufacturing the same using protective layers |
US8858665B2 (en) | 2011-04-28 | 2014-10-14 | Robert Frushour | Method for making fine diamond PDC |
US8741010B2 (en) | 2011-04-28 | 2014-06-03 | Robert Frushour | Method for making low stress PDC |
US8974559B2 (en) | 2011-05-12 | 2015-03-10 | Robert Frushour | PDC made with low melting point catalyst |
US9061264B2 (en) | 2011-05-19 | 2015-06-23 | Robert H. Frushour | High abrasion low stress PDC |
US8828110B2 (en) | 2011-05-20 | 2014-09-09 | Robert Frushour | ADNR composite |
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 |
US9394747B2 (en) | 2012-06-13 | 2016-07-19 | Varel International Ind., L.P. | PCD cutters with improved strength and thermal stability |
US9550276B1 (en) | 2013-06-18 | 2017-01-24 | Us Synthetic Corporation | Leaching assemblies, systems, and methods for processing superabrasive elements |
CN103343667B (zh) * | 2013-07-16 | 2015-10-14 | 江汉石油钻头股份有限公司 | 一种齿穴防冲蚀钢体pdc钻头 |
US9789587B1 (en) | 2013-12-16 | 2017-10-17 | Us Synthetic Corporation | Leaching assemblies, systems, and methods for processing superabrasive elements |
US10807913B1 (en) | 2014-02-11 | 2020-10-20 | Us Synthetic Corporation | Leached superabrasive elements and leaching systems methods and assemblies for processing superabrasive elements |
US9908215B1 (en) | 2014-08-12 | 2018-03-06 | Us Synthetic Corporation | Systems, methods and assemblies for processing superabrasive materials |
US11766761B1 (en) | 2014-10-10 | 2023-09-26 | Us Synthetic Corporation | Group II metal salts in electrolytic leaching of superabrasive materials |
US10011000B1 (en) | 2014-10-10 | 2018-07-03 | Us Synthetic Corporation | Leached superabrasive elements and systems, methods and assemblies for processing superabrasive materials |
US10723626B1 (en) | 2015-05-31 | 2020-07-28 | Us Synthetic Corporation | Leached superabrasive elements and systems, methods and assemblies for processing superabrasive materials |
US10458189B2 (en) | 2017-01-27 | 2019-10-29 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Earth-boring tools utilizing selective placement of polished and non-polished cutting elements, and related methods |
US10900291B2 (en) | 2017-09-18 | 2021-01-26 | Us Synthetic Corporation | Polycrystalline diamond elements and systems and methods for fabricating the same |
CN114787475A (zh) * | 2019-12-17 | 2022-07-22 | 阿特拉钻孔技术有限合伙公司 | 带辅助通道开口的钻头 |
Family Cites Families (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3745623A (en) * | 1971-12-27 | 1973-07-17 | Gen Electric | Diamond tools for machining |
SU483863A1 (ru) * | 1973-01-03 | 1980-06-15 | Всесоюзный Научно-Исследоваельский И Проектный Институт Тугоплавких Металлов И Твердых Сплавов | Способ изготовлени алмазного бурового инструмента |
US3938599A (en) * | 1974-03-27 | 1976-02-17 | Hycalog, Inc. | Rotary drill bit |
GB1463137A (en) * | 1974-04-24 | 1977-02-02 | Coal Ind | Rock cutting tip inserts application |
US4098362A (en) * | 1976-11-30 | 1978-07-04 | General Electric Company | Rotary drill bit and method for making same |
US4098363A (en) * | 1977-04-25 | 1978-07-04 | Christensen, Inc. | Diamond drilling bit for soft and medium hard formations |
US4244432A (en) * | 1978-06-08 | 1981-01-13 | Christensen, Inc. | Earth-boring drill bits |
US4259090A (en) * | 1979-11-19 | 1981-03-31 | General Electric Company | Method of making diamond compacts for rock drilling |
GB2084219A (en) * | 1980-09-25 | 1982-04-07 | Nl Industries Inc | Mounting of cutters on cutting tools |
US4396077A (en) * | 1981-09-21 | 1983-08-02 | Strata Bit Corporation | Drill bit with carbide coated cutting face |
JPS5884187A (ja) * | 1981-11-09 | 1983-05-20 | 住友電気工業株式会社 | 複合焼結体工具およびその製造方法 |
EP0085444B1 (en) * | 1982-02-02 | 1985-10-02 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Method and means for controlling the course of a bore hole |
EP0103913B1 (en) * | 1982-08-25 | 1986-10-15 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Down-hole motor and method for directional drilling of boreholes |
US4529048A (en) * | 1982-10-06 | 1985-07-16 | Megadiamond Industries, Inc. | Inserts having two components anchored together at a non-perpendicular angle of attachment for use in rotary type drag bits |
US4492276A (en) * | 1982-11-17 | 1985-01-08 | Shell Oil Company | Down-hole drilling motor and method for directional drilling of boreholes |
GB8405267D0 (en) * | 1984-02-29 | 1984-04-04 | Shell Int Research | Rotary drill bit |
US4602691A (en) * | 1984-06-07 | 1986-07-29 | Hughes Tool Company | Diamond drill bit with varied cutting elements |
-
1986
- 1986-03-27 GB GB868607701A patent/GB8607701D0/en active Pending
-
1987
- 1987-02-09 US US07/012,920 patent/US4792001A/en not_active Expired - Lifetime
- 1987-03-25 EP EP87200571A patent/EP0239178B1/en not_active Expired
- 1987-03-25 DE DE8787200571T patent/DE3776169D1/de not_active Expired - Fee Related
- 1987-03-25 NO NO871250A patent/NO172301C/no not_active IP Right Cessation
- 1987-03-25 ES ES198787200571T patent/ES2028046T3/es not_active Expired - Lifetime
- 1987-03-26 CA CA000533027A patent/CA1319676C/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP0239178B1 (en) | 1992-01-22 |
NO871250L (no) | 1987-09-28 |
EP0239178A3 (en) | 1988-12-07 |
CA1319676C (en) | 1993-06-29 |
EP0239178A2 (en) | 1987-09-30 |
NO871250D0 (no) | 1987-03-25 |
DE3776169D1 (de) | 1992-03-05 |
GB8607701D0 (en) | 1986-04-30 |
NO172301C (no) | 1993-06-30 |
ES2028046T3 (es) | 1992-07-01 |
US4792001A (en) | 1988-12-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO172301B (no) | Borkrone for rotasjonsboring | |
US10745973B2 (en) | Securing mechanism for a drilling element on a downhole drilling tool | |
US5090492A (en) | Drill bit with vibration stabilizers | |
EP0542237B1 (en) | Drill bit cutter and method for reducing pressure loading of cuttings | |
US6173797B1 (en) | Rotary drill bits for directional drilling employing movable cutters and tandem gage pad arrangement with active cutting elements and having up-drill capability | |
US9033069B2 (en) | High-shear roller cone and PDC hybrid bit | |
US8833492B2 (en) | Cutters for fixed cutter bits | |
US5979577A (en) | Stabilizing drill bit with improved cutting elements | |
US6021858A (en) | Drill bit having trapezium-shaped blades | |
GB2453875A (en) | Drill bits with dropping tendencies | |
US3140748A (en) | Earth boring drill bit | |
US9212523B2 (en) | Drill bit having geometrically sharp inserts | |
US3727705A (en) | Drill bit with improved gage compact arrangement | |
US6006845A (en) | Rotary drill bits for directional drilling employing tandem gage pad arrangement with reaming capability | |
US3298451A (en) | Drag bit | |
US9605485B1 (en) | Percussion drilling assembly and hammer bit with gage and outer row reinforcement | |
US11066875B2 (en) | Earth-boring tools having pockets trailing rotationally leading faces of blades and having cutting elements disposed therein and related methods | |
US10352103B2 (en) | Cutter support element | |
EP4077865B1 (en) | Drill bit with auxiliary channel openings | |
US6112836A (en) | Rotary drill bits employing tandem gage pad arrangement | |
GB2203470A (en) | Drill bits | |
US11879295B2 (en) | Gouging cutter drill bit |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |