NO326453B1 - Borkrone - Google Patents

Borkrone Download PDF

Info

Publication number
NO326453B1
NO326453B1 NO19992906A NO992906A NO326453B1 NO 326453 B1 NO326453 B1 NO 326453B1 NO 19992906 A NO19992906 A NO 19992906A NO 992906 A NO992906 A NO 992906A NO 326453 B1 NO326453 B1 NO 326453B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
drill bit
blades
blade
front surface
bit according
Prior art date
Application number
NO19992906A
Other languages
English (en)
Other versions
NO992906D0 (no
NO992906L (no
Inventor
Etienne Lamine
Robert Delwiche
Original Assignee
Halliburton Energy Serv Inc
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 Halliburton Energy Serv Inc filed Critical Halliburton Energy Serv Inc
Publication of NO992906D0 publication Critical patent/NO992906D0/no
Publication of NO992906L publication Critical patent/NO992906L/no
Publication of NO326453B1 publication Critical patent/NO326453B1/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B10/54Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts the bit being of the rotary drag type, e.g. fork-type bits
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP 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

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)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)
  • Polishing Bodies And Polishing Tools (AREA)
  • Drilling Tools (AREA)
  • Holo Graphy (AREA)
  • Surgical Instruments (AREA)

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører en borkrone, spesielt som benyttet innen oljeindustrien, og innbefattende:
En midtre hoveddel,
kniver som stikker frem i forhold til hoveddelen, både i fronten av
denne hoveddelen i forhold til en boreretning og på sidene av den
samme hoveddelen, og
skjære-elementer fordelt over en ytre frontoverflate og over en ytre sideoverflate, der de ytre sideoverflatene av knivene er en del av en i
det vesentlige sylindrisk overflate,
idet det er tilveiebragt følgende skjære-elementer på den ytre frontoverflaten av bladene: I et midtre område på den ytre frontoverflaten på minst ett blad er det anbragt
minst én syntetisk polykrystallinsk diamant-skj ærende skive, og
i et gjenværende område på den ytre frontoverflaten av dette bladet,
plassert rundt nevnte midtre område, og på de andre bladene er det anbragt termisk stabile syntetiske diamanter og/eller impregnerte diamantpartikler.
Borkroner som benyttes nå til dags kan være utstyrt med ulike typer av skjære-elementer. Blandt disse elementene kan det skilles generelt mellom syntetiske polykrystallinske diamantskiver eller PDC (Polycrystalline Diamond Compact), såkalte impregnerte naturlige eller syntetiske diamanter, slipende partikler generelt og såkalte termisk stabile (syntetiske) diamanter, agglomerater av slipepartikler eller agglomererte slipepartikler.
Av tidligere kjent teknikk skal spesielt nevnes EP 0822318 Al som beskriver en frontoverflate som kan ha kuttere laget av stabilt polykrystallinsk diamant og/eller syntetisk diamant og andre superharde materialer.
Hver type av skjære-element oppviser selvfølgelig fordeler og ulemper som fremkommer blandt annet ut fra funksjon og posisjon på borkronen.
Den foreliggende oppfinnelse er et resultat av en sammenlignende studie av fordeler og ulemper ved skjære-elementer ut fra disses plassering på borkronen, spesielt på frontsiden av denne. I tilfellet med en borkrone som innbefatter bare impregnerte diamantpartikler på frontsiden, fremgår det blandt annet at partiklene på rotasjonsaksen eller svært nær denne, har en liten perifer hastighet under rotasjonen av borkronen. I tillegg er skjæredybden i en formasjon som skal bores svært lav fordi disse partiklene har små dimensjoner (maksimalt 0,6 til lmm) og er mekanisk festet i borkronen ved hjelp av festeinnretning, slik at de generelt stikker maksimalt 0,4 mm ut fra festeinnretningen. Følgelig blir borhastigheten (ROP målt i meter pr. time) svært liten, i det minste på grunn av partiklene på eller svært nær rotasjonsaksen. En liten perifer rotasjonshastighet for diamantpartiklene kan også føre til et øket trykk, og derfor en høyere risiko for avskalling eller bortrivning av partiklene som er svært nær aksen.
I en avstand fra aksen blir det imidlertid oppnådd en svært høy verdi i karat av diamanter i forhold til det som kan bli oppnådd i en borkronekonfigurasjon med PDC-skiver på grunn av de impregnerte partiklene.
En borkrone med PDC-skiver er imidlertid svært fordelaktig på eller nær rotasjonsaksen fordi verdien målt i karat-diamanter er tilfredsstillende der, der eksponeringen av skjæreskivene som stikker ut i forhold til resten av borkronen sikrer skjæredybder pr. omdreining som er betraktelige, og disse skivene gir en høyere trykkmotstand enn diamantpartikler.
I henhold til oppfinnelsen, er det gjenværende område delt i to i det vesentlige sirkulære områder, som er koaksiale i forhold til nevnte midtre område, og der en av de sirkulære områdene innbefatter termisk stabile syntetiske diamanter som skjære-elementer, mens det andre sirkulære området innbefatter impregnerte diamantpartikler.
Andre detaljer og særegenheter ved oppfinnelsen vil fremgå fra de underordnede kravene og fra beskrivelsen og de vedlagte tegninger, som ved hjelp av ikke-begrensende eksempler viser en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen. Figur 1 er et skjematisk snittriss langs linjen I-l i figur 2 for en borkrone i henhold til oppfinnelsen. Figur 2 er et riss av frontsiden (i henhold til boreretningen) av borkronen i figur 1. Figur 3 er et skjematisk perspektivriss av en skiveknott og en skive som kan bli benyttet i borkronen i henhold til oppfinnelsen. Figurene 4 og 5, 6 og 7, og 8 og 9 er henholdsvis snittriss og frontriss av tre ulike borkroner i henhold til kjent teknikk, som det her sammenlignes med for å demonstrere den tekniske fordelen ved borkronen i henhold til oppfinnelsen. Figur 10 er et riss som ligner det i figur 1, men i større målestokk og som vedrører en borkrone der noen av bladene har en konstant bredde og andre har en variabel bredde som øker fra disses ytterpunkter nærmest rotasjonsaksen.
I de ulike figurene henviser de samme henvisningsnummerne til identiske eller overensstemmende elementer.
Borkronen 1 i henhold til oppfinnelsen kan innbefatte en i det vesentlige sylindrisk
midtre hoveddel 2 og skjæreblader 3 til 8 som stikker ut i forhold til hoveddelen 2, både i fronten av denne i forhold til en boreretning og på sidene av den samme hoveddelen 2. Skjære-elementene 9 er delt over den ytre frontoverflaten 10 i forhold til boreretningen, og over de ytre sideoverflatene 11 for å kalibrere hullet, for eksempel oljekilden som
skal bores, der bladene 3 til 8 innbefatter disse ytre overflatene 10,11. De ytre sideoverflatene 11 er del av en i det vesentlige sylindrisk overflate som har en akse som faller sammen med rotasjonsaksen til borkronen 1. Den ytre fronten 10 og sideoverflatene 11 for hvert blad 3 til 8 passer fortrinnsvis sammen i henhold til en gradvis kurve.
I henhold til oppfinnelsen er det tilveiebragt på den ytre frontoverflaten 10 på minst én av bladene 3 til 8 (figur 1 og 2) som kutte-elementer 9, minst en syntetisk polykrystallinsk diamantskj ærende skive 12 (PDC) i en plassering i det midtre området 13 av nevnte ytre frontoverflate 10, og i det gjenværende området 14 på denne frontoverflaten 10, utenfor det midtre området 13, termisk stabile syntetiske diamanter og/eller impregnerte diamantpartikler, både på bladene 3 til 8 som er tilveiebragt med skjæreskive(r) 12 og på de andre bladene 3 til 8.
For det øvrige kjenner en fagperson til hvordan man lager denne borkronen 1, for eksempel ved innfiltrering av smeltet metall i en matrise av wolframkarbidpulver plassert i en karbonform og tilveiebragt før innfiltrering med diamantpartikler og/eller termisk stabile syntetiske diamanter hvor ønskelig. Så kan skjæreskiven eller skivene 12 bli loddet til sine plasser som er tilveiebragt under støpingen, og den innfiltrerte og avkjølte matrisen kan bli festet (figur 1) med skruing (i 15) og/eller sveising (i 16) til et metallegeme 17 som har en gjenge 18 for å koble borkronen 1 til en borrørsstreng (ikke vist). En slik lodding av skjæreskiven 12 kan bli gjort praktisk talt til sist, og den ferdiggjorte borkronen 1 ved hjelp av en sølvloddingslegering med et lav smeltetemperatur.
I tilfellet vist i eksemplet i figurene 1 og 2, har det blitt valgt å anbringe på bladet 3 (figur 2) to skjæreskiver 12 som har henvisningene A og D, på bladet 5, en skjæreskive 12 med henvisningsnummer C og på bladet C en skjæreskive 12 som har henvisningsnummer B. skjæreskivene 12 (A, B, C og D) stikker ut (figur 1) ved rotasjon rundt rotasjonsaksen i det samme aksielle planet for å oppvise respektive posisjoner på sine spor under boring. Bladene 4, 6 og 8 har ikke skjæreskiver 12.
Som skjematisk vist i figur 2, er hver skjæreskive 12 festet til en knott 20, som i seg selv er kjent, der formen av denne kan bli modifisert i henhold til dens ønsker (se også figur 3), som kan bli festet til det korresponderende bladet, parallelt med rotasjonsaksen og som kan bli anbragt slik at den aktive flaten på hver skjæreskive 12 kan bli skrånet under en skjærevinkel (sponvinkel) for eksempel i størrelsesorden 30° i forhold til et korresponderende aksielt plan. I henhold til figur 2 og 3, er skråningen av denne vinkelen rettet slik at den bakre skjærekanten 12A på hver skive 12 (i henhold til en ensrettet bevegelsesretning for verktøyet 1) er bak (i henhold til rotasjonsretningen R under boring) i forhold til den fremre skjærekanten 12B på den samme skiven 12 i borkronen 1. Knottene 20 er fordelaktig laget av wolframkarbid.
For å klargjøre tegningene, er de impregnerte diamantpartiklene og/eller de termisk stabile syntetiske diamantene eller ytterligere andre ikke vist i figur 1. I figur 2 er de bare vist skjematisk på bladet 4 i form av triangler.
Bladene 3, 5 og 7 kan i praksis bare skille seg ad i antall og plassering av skjæreskivene 12. Bladene 4, 6 og 8 kan være lik hverandre. Andre arrangementer av disse bladene 3 til 8 kan også bli foretrukket, som for eksempel de i figur 10 som blir forklart heretter.
En praktisk talt midtre gjennomgang 21 kan være tilveiebragt for borvæske på en slik måte at den munner ut mellom de ytre frontoverflatene 10 og sammen med fragmentene forårsaket av boringen forsvinner gjennom kanalene som strekker seg mellom bladene 3 til 8 og langs sidene av hoveddelen 2.
Nevnte gjenværende område 14 (figur 1) kan selv bli delt i to i det vesentlige sirkulære områder 25,26 som har samme akse som det midtre området 13. Et sirkulært område 25 eller 26 kan derfor innbefatte praktisk talt bare termisk stabile syntetiske diamanter, mens det ytre sirkulære området 26 eller 25 kan innbefatte praktisk talt bare impregnerte diamantpartikler.
Det kan foretrekkes at de termisk stabile syntetiske diamantene er anbragt i det sirkulære området 26 plassert direkte rundt det midtre området 13.
Det kan også være ønskelig at et (ikke vist) mellomliggende ringformet område plassert mellom de to sirkulære områdene 25 og 26 er delvis utstyrt med impregnerte diamantpartikler og delvis med termisk stabile syntetiske diamanter.
De termisk stabile syntetiske diamantene kan ha en sirkulær form og/eller en kubisk form og/eller en prisme form med et fortrinnsvis trekantet tverrsnitt.
Minst en av skjæreskivene 12 kan bestå av flere lag, det vil si for eksempel:
Et lag 27 for å angripe formasjonen som skal bores, og som er laget av syntetisk
polykrystallinsk diamant,
et mellomliggende lag 28 av wolframkarbid som bærer dette angrepslaget 27, og et lag 29 av wolframkarbid komprinert med diamantpartikler som er
båret av knottene 20 og som holder dette mellomliggende laget 28.
Bladene 3 til 8 har fortrinnsvis hver en tykkelse som er i det vesentlige konstant over en viktig del av deres ytre frontoverflate 10, og over deres ytre sideoverflate 11. Tykkelsen av de ulike bladene 3 til 8 kan være lik. Et borhode 1 hoveddel 2 kan innbefatte for eksempel seks blader 3 til 8. Langs den sylindriske overflaten av hoveddelen 2, kan bladene 3 til 8 strekke seg på en rett måte (figurene 1 og 2) eller på en spiralformet måte (ikke vist).
De ytre sideoverflatene 11 på bladene 3 til 8 som fører til en i det vesentlige sylindrisk overflate, kan i en utførelsesform på denne overflaten oppvise en tykkelse som er i størrelsesorden av inntil halve den sirkulære avstanden mellom to påfølgende blader 3 til 8, målt på denne i det vesentlige sylindriske overflaten.
Den ytre frontoverflaten 10 på bladene 3 til 8 er anbragt for å bestemme en konisk overflate for innføring av borkronen 1 ved hjelp av skjære-elementene 9 i formasjonen på bunnen av et borhull (ikke vist). Den koniske overflaten har fortrinnsvis en vinkel mellom 10° og 55°, aller helst i størrelsesorden 45°, i forhold til rotasjonsaksen for borkronen 1.
Valget av midtre 13 og gjenværende områder 14 og/eller 25,26 kan avhenge av formasjonene som skal bores. Så for svært hardt fjell viser det seg fordelaktig å velge en liten diameter for det midtre området 13 og øke dette området i den utstrekning at fjellet er mindre hardt. For leiraktige formasjoner, viser det seg at PDC skjæreskiver 12 er bedre takket være deres kapasitet til å fjerne disse materialene. Det er derfor mindre klumpdannelse for borkronen 1 plasseringen av disse skivene 12.
Den kombinerte bruken av PDC skjæreskiver 12 og impregnerte diamantpartikler og/eller termisk stabile syntetiske diamanter i henhold til oppfinnelsen gjør det i tillegg mulig å modifisere tettheten i diamantkarat i henhold til områdene 13 og 14 og/eller 25, 26. Som et eksempel involverer en vanlig borkrone med bare PDC skiver 12 med nominell diameter opptil 8 1/2" (ca. 216 mm) og der det er 60 til 80 skiver med ca. 3 karat hver, en investering med en total verdi fra 200 til 250 karat i denne borkronen. En vanlig borkrone som har samme størrelse, men med impregnerte naturlige eller syntetiske diamantpartikler involverer en investering med en total verdi fra 1000 til 1200 karat. Selvfølgelig blir denne sistnevnte borkronen vanligvis benyttet for hardere og mere slipende formasjoner enn borkronen med skivene 12, og involverer derfor et høyere diamantforbruk enn i tilfellet med denne sistnevnte borkronen.
Den vedlagte tabell 1 viser ved sammenligning av inntrengningshastighetene (RPO i meter pr. time) for ulike vanlige borkroner og for borkronen 1 i henhold til oppfinnelsen, og også gjennomtrengningshastigheten for en kjerneborkrone. Disse bor-og kjerneborkronene har en sammenlignbar størrelse med hensyn til frontoverflaten som angriper formasjonen i fronten derav. De blir utsatt for et trykk i bunnen av et hull i samme størrelsesorden (WOB = vekt på borkronen i størrelsesorden 40.5 til 46.6 kg/cm<2>). Kraften som blir påført borkronen 1 er indikert i kolonnen HK (hestekrefter) i tabell I, og denne kraften er indikert pr. overflate-enhet y i kolonnen HK pr. cm<2>. Borkronen benyttet for sammenligningen er skjematisk fremstilt i figurene 4 til 9. Borkronen i figurene 4 og 5 innbefatter tolv smale blader som er merket slik at like komponenter har like betegnelser, A, F og G, og ved å tegne inn en halv-torisk nedsenking ved hjelp av impregnerte diamantpartikler mens midten blir boret ved hjelp av termisk stabile syntetiske diamanter plassert i et drillvæskeutløp. Borkronen i figurene 6 og 7 innbefatter tolv trange blader, A, B, C, D og E og boring av en konus i størrelsesorden 60° i forhold til rotasjonsaksen. Borkronen i figurene 8 og 9 innbefatter seks tykke blader merket A, B og C og boring av en konus i størrlesesorden 45° i forhold til rotasjonsaksen. Kjerneboret valgt for sammenligning (ikke vist) er bare utstyrt med PDC skjæreskiver i en såkalt myk forbindelse på dens fremre angrepsoverflate. Under sammenligningstesten, har det samme fjellet blitt boret eller kjerneboret med disse ulike verktøyene. Bindingen benyttet for borkronene i figurene 4 til 9 er også av den såkalte myke typen.
Fra tabell 1 fremgår det at borkronen 1 i forhold til oppfinnelsen har en gjennomtrengningshastighet (ROP) som er vesentlig høyere enn andre vanlige borkroner.
Det skal forstås at oppfinnelsen ikke på noen måte er begrenset til de beskrevne utførelsesformer, og at mange modifikasjoner kan bli utført uten å gå utover omfanget av den foreliggende oppfinnelse.
Som vist i figur 10, kan bladene 5 med avkortet triangelformet fremspring 5A i tegningsplanet bli innskutt mellom bladene 3,4, der disses bredde er praktisk talt konstant over hele deres ytre overflate. Bruken av disse bladene 5 A gjør det for eksempel mulig å redusere spalten mellom to etterfølgende blader 3,4.
I lys av det ovenfor nevnte, vil det klart fremgå at oppfinnelsen også kan innbefatte borkroner hvorved alle bladene oppviser et avkortet triangulært utformet fremspring lik bladet 5A ovenfor.

Claims (10)

1. Borkrone spesielt benyttet innen oljeboring, innbefattende: En midtre hoveddel (2), skjæreblader (3 til 8) som stikker ut i forhold til hoveddelen (2), både i fronten av denne hoveddelen i henhold til en boreretning og i sidene av denne samme hoveddelen (2), og skjære-elementer (9) fordelt over en ytre frontoverflate (10) og over en ytre sideveis brønnkallibreringsoverflate (11) innbefattet av hvert blad (3 til 8), der de ytre sideoverflatene av bladene (3 til 8) er en del av en i det vesentlige sylindrisk overflate, idet det på den ytre frontoverflaten (10) av bladene (3 til 8) er anbragt følgende som skj ære-elementer: minst en syntetisk polykrystallinsk diamantskjæreskive (12) i et midtre område (13) av den ytre frontoverflaten (10) på minst et blad (3 til 8), og termisk stabile syntetiske diamanter og/eller impregnerte diamantpartikler i et gjenværende område (14) av den ytre frontoverflaten (10) på dette bladet, plassert utenfor nevnte midtre område (13) i forhold til rotasjonsaksen for borkronen (1), karakterisert ved at nevnte gjenværende område (14) er oppdelt i to i det vesentlige sirkulære områder (25,26) som har samme akse som nevnte midtre område (13), og ved at en av de sirkulære områdene (25 eller 26) som skjære-element (9) innbefatter termisk stabile sysntetiske diamanter, mens det andre sirkulære området (26 eller 25 henholdsvis) innbefatter impregnerte diamantpartikler.
2. Borkrone i henhold til krav 1, karakterisert ved at termisk stabile syntetiske diamanter er plassert i det sirkulære området (26) plassert direkte rundt det midtre området (13).
3. Borkrone i henhold til et hvilket som helst av kravene 1 til 2, karakterisert ved at de termisk stabile syntetiske diamantene har en sirkulær form og/eller en kubisk form og/eller en prismeform, fortrinnsvis med et triangulært tverrsnitt.
4. Borkrone i henhold til et hvilket som helst av kravene 1 til 4, karakterisert ved at de syntetiske polykrystallinske diamantskivene (12) blir holdt av orienteringsknotter (20) av wolframkarbid.
5. Borkrone i henhold til et hvilket som helst av kravene 1 til 4, karakterisert ved at minst en av nevnte skiver (12) er et flerlagselement, der et av lagene (27) i fronten av platen (12) i henhold til rotasjonsretningen under kjerneboring, er av såkalt syntetisk polykrystallin-diamant (PDC), at et neste (28) er av wolframkarbid, og at et siste (29) er av wolframkarbid kombinert med diamantpartikler.
6. Borkrone i henhold til et hvilket som helst av kravene 1 til 5, karakterisert ved at minst et av bladene (3 til 8) har en i det vesentlige konstant tykkelse over en viktig del av sin ytre frontoverflate (10) og over sin ytre sideoverflate (11), ved at alle bladene (3 til 8) har i det vesentlige samme tykkelse, og ved at det fortrinnsvis er seks blader (3 til 8) rundt hoveddelen (2).
7. Borkrone i henhold til et hvilket som helst av kravene 1 til 6, karakterisert ved at på nevnte i det vesentlige sylindriske overflate, har hvert blad (3 til 8) en tykkelse i størrelsesorden opptil maksimalt halvparten av den sirkulære avstanden mellom to påfølgende blader (3 til 8).
8. Borkrone i henhold til et hvilket som helst av kravene 1 til 5, karakterisert ved at minst et blad (5 A) i henhold til en projeksjon inn i et plan normalt med rotasjonsaksen for borkronen (1) har formen av et avkortet triangel som peker mot denne aksen.
9. Borkrone i henhold til krav 8, karakterisert ved at det alltid mellom to blader (3, 4) med en i det vesentlige konstant tykkelse over disses ytre front- (10) og sideoverflater (11), er anbragt et blad (5A) med et avkortet triangulært fremspring.
10. Borkrone i henhold til et hvilket som helst av kravene 1 til 9, karakterisert ved at den ytre frontoverflaten (10) av bladene (3 til 8) er anbragt for i bunnen av et borehull å bestemme en konisk overflate som kommer inn i borkronen (1) og som oppviser en konusvinkel mellom 10° og 55°, og fortrinnsvis i størrelsesorden 45°, i forhold til borkronens (1) rotasjonsakse.
NO19992906A 1996-12-16 1999-06-14 Borkrone NO326453B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
BE9601043A BE1010802A3 (fr) 1996-12-16 1996-12-16 Tete de forage.
PCT/BE1997/000135 WO1998027310A1 (fr) 1996-12-16 1997-12-16 Tete de forage

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO992906D0 NO992906D0 (no) 1999-06-14
NO992906L NO992906L (no) 1999-08-13
NO326453B1 true NO326453B1 (no) 2008-12-08

Family

ID=3890145

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO19992906A NO326453B1 (no) 1996-12-16 1999-06-14 Borkrone

Country Status (7)

Country Link
US (1) US6296069B1 (no)
EP (1) EP0944764B1 (no)
BE (1) BE1010802A3 (no)
CA (1) CA2274918C (no)
DE (1) DE69720035T2 (no)
NO (1) NO326453B1 (no)
WO (1) WO1998027310A1 (no)

Families Citing this family (108)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6843333B2 (en) 1999-11-29 2005-01-18 Baker Hughes Incorporated Impregnated rotary drag bit
US6510906B1 (en) 1999-11-29 2003-01-28 Baker Hughes Incorporated Impregnated bit with PDC cutters in cone area
US7472764B2 (en) 2005-03-25 2009-01-06 Baker Hughes Incorporated Rotary drill bit shank, rotary drill bits so equipped, and methods of manufacture
US7398840B2 (en) * 2005-04-14 2008-07-15 Halliburton Energy Services, Inc. Matrix drill bits and method of manufacture
US8205688B2 (en) 2005-11-21 2012-06-26 Hall David R Lead the bit rotary steerable system
US8522897B2 (en) 2005-11-21 2013-09-03 Schlumberger Technology Corporation Lead the bit rotary steerable tool
US8316964B2 (en) 2006-03-23 2012-11-27 Schlumberger Technology Corporation Drill bit transducer device
US7559379B2 (en) 2005-11-21 2009-07-14 Hall David R Downhole steering
US8528664B2 (en) 2005-11-21 2013-09-10 Schlumberger Technology Corporation Downhole mechanism
US8297378B2 (en) 2005-11-21 2012-10-30 Schlumberger Technology Corporation Turbine driven hammer that oscillates at a constant frequency
US7571780B2 (en) 2006-03-24 2009-08-11 Hall David R Jack element for a drill bit
US7497279B2 (en) 2005-11-21 2009-03-03 Hall David R Jack element adapted to rotate independent of a drill bit
US7753144B2 (en) 2005-11-21 2010-07-13 Schlumberger Technology Corporation Drill bit with a retained jack element
US8360174B2 (en) 2006-03-23 2013-01-29 Schlumberger Technology Corporation Lead the bit rotary steerable tool
US8267196B2 (en) 2005-11-21 2012-09-18 Schlumberger Technology Corporation Flow guide actuation
US8130117B2 (en) 2006-03-23 2012-03-06 Schlumberger Technology Corporation Drill bit with an electrically isolated transmitter
US7762353B2 (en) 2006-03-23 2010-07-27 Schlumberger Technology Corporation Downhole valve mechanism
US7641003B2 (en) 2005-11-21 2010-01-05 David R Hall Downhole hammer assembly
US8297375B2 (en) 2005-11-21 2012-10-30 Schlumberger Technology Corporation Downhole turbine
US8225883B2 (en) 2005-11-21 2012-07-24 Schlumberger Technology Corporation Downhole percussive tool with alternating pressure differentials
US7661487B2 (en) 2006-03-23 2010-02-16 Hall David R Downhole percussive tool with alternating pressure differentials
USD620510S1 (en) 2006-03-23 2010-07-27 Schlumberger Technology Corporation Drill bit
US7694756B2 (en) 2006-03-23 2010-04-13 Hall David R Indenting member for a drill bit
US7832456B2 (en) * 2006-04-28 2010-11-16 Halliburton Energy Services, Inc. Molds and methods of forming molds associated with manufacture of rotary drill bits and other downhole tools
US8590644B2 (en) 2006-08-11 2013-11-26 Schlumberger Technology Corporation Downhole drill bit
US7886851B2 (en) * 2006-08-11 2011-02-15 Schlumberger Technology Corporation Drill bit nozzle
US7637574B2 (en) 2006-08-11 2009-12-29 Hall David R Pick assembly
US9316061B2 (en) 2006-08-11 2016-04-19 David R. Hall High impact resistant degradation element
US8714285B2 (en) 2006-08-11 2014-05-06 Schlumberger Technology Corporation Method for drilling with a fixed bladed bit
US20080035389A1 (en) 2006-08-11 2008-02-14 Hall David R Roof Mining Drill Bit
US9051795B2 (en) 2006-08-11 2015-06-09 Schlumberger Technology Corporation Downhole drill bit
US8567532B2 (en) 2006-08-11 2013-10-29 Schlumberger Technology Corporation Cutting element attached to downhole fixed bladed bit at a positive rake angle
US7669674B2 (en) 2006-08-11 2010-03-02 Hall David R Degradation assembly
US9145742B2 (en) 2006-08-11 2015-09-29 Schlumberger Technology Corporation Pointed working ends on a drill bit
US8215420B2 (en) 2006-08-11 2012-07-10 Schlumberger Technology Corporation Thermally stable pointed diamond with increased impact resistance
US8622155B2 (en) 2006-08-11 2014-01-07 Schlumberger Technology Corporation Pointed diamond working ends on a shear bit
US8596381B2 (en) 2006-08-11 2013-12-03 David R. Hall Sensor on a formation engaging member of a drill bit
US8616305B2 (en) 2006-08-11 2013-12-31 Schlumberger Technology Corporation Fixed bladed bit that shifts weight between an indenter and cutting elements
US7527110B2 (en) 2006-10-13 2009-05-05 Hall David R Percussive drill bit
US8960337B2 (en) 2006-10-26 2015-02-24 Schlumberger Technology Corporation High impact resistant tool with an apex width between a first and second transitions
US9068410B2 (en) 2006-10-26 2015-06-30 Schlumberger Technology Corporation Dense diamond body
US7954401B2 (en) 2006-10-27 2011-06-07 Schlumberger Technology Corporation Method of assembling a drill bit with a jack element
GB2480566B (en) 2007-01-18 2012-03-21 Halliburton Energy Serv Inc Casting of tungsten carbide matrix bit heads and heating bit head portions with microwave radiation
USD674422S1 (en) 2007-02-12 2013-01-15 Hall David R Drill bit with a pointed cutting element and a shearing cutting element
USD678368S1 (en) 2007-02-12 2013-03-19 David R. Hall Drill bit with a pointed cutting element
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
US7845435B2 (en) 2007-04-05 2010-12-07 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit and method of drilling
US7866416B2 (en) 2007-06-04 2011-01-11 Schlumberger Technology Corporation Clutch for a jack element
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
US7730976B2 (en) * 2007-10-31 2010-06-08 Baker Hughes Incorporated Impregnated rotary drag bit and related methods
US8678111B2 (en) 2007-11-16 2014-03-25 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit and design method
US8540037B2 (en) 2008-04-30 2013-09-24 Schlumberger Technology Corporation Layered polycrystalline diamond
US20090272582A1 (en) 2008-05-02 2009-11-05 Baker Hughes Incorporated Modular hybrid drill bit
US20120205160A1 (en) 2011-02-11 2012-08-16 Baker Hughes Incorporated System and method for leg retention on hybrid bits
US7819208B2 (en) 2008-07-25 2010-10-26 Baker Hughes Incorporated Dynamically stable hybrid drill bit
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
US20100122848A1 (en) * 2008-11-20 2010-05-20 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit
US8047307B2 (en) 2008-12-19 2011-11-01 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit with secondary backup cutters positioned with high side rake angles
BRPI0923809A2 (pt) 2008-12-31 2015-07-14 Baker Hughes Inc Método e aparelho para aplicação automatizada de material de revestimento duro em cortadores rolantes de brocas de perfuração de terra tipo híbridas, brocas híbridas compreendendo tais elementos de corte de dentes de aço com revestimento duro, e métodos de uso das mesmas
US20100181116A1 (en) * 2009-01-16 2010-07-22 Baker Hughes Incororated Impregnated drill bit with diamond pins
US8141664B2 (en) 2009-03-03 2012-03-27 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit with high bearing pin angles
CA2773336C (en) * 2009-04-02 2017-08-22 Newtech Drilling Products, Llc Drill bit for earth boring
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
US8157026B2 (en) 2009-06-18 2012-04-17 Baker Hughes Incorporated Hybrid bit with variable exposure
CA2770308C (en) * 2009-08-07 2017-11-28 Smith International, Inc. Diamond transition layer construction with improved thickness ratio
US8579053B2 (en) * 2009-08-07 2013-11-12 Smith International, Inc. Polycrystalline diamond material with high toughness and high wear resistance
WO2011017673A2 (en) * 2009-08-07 2011-02-10 Smith International, Inc. Thermally stable polycrystalline diamond constructions
US8758463B2 (en) * 2009-08-07 2014-06-24 Smith International, Inc. Method of forming a thermally stable diamond cutting element
US8695733B2 (en) * 2009-08-07 2014-04-15 Smith International, Inc. Functionally graded polycrystalline diamond insert
AU2010279295B2 (en) * 2009-08-07 2016-01-07 Smith International, Inc. Highly wear resistant diamond insert with improved transition structure
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
US8550190B2 (en) 2010-04-01 2013-10-08 David R. Hall Inner bit disposed within an outer bit
US8418784B2 (en) 2010-05-11 2013-04-16 David R. Hall Central cutting region of a drilling head assembly
CA2802854A1 (en) 2010-06-25 2011-12-29 Halliburton Energy Services, Inc. Erosion resistant hard composite materials
US9138832B2 (en) 2010-06-25 2015-09-22 Halliburton Energy Services, Inc. Erosion resistant hard composite materials
US8950514B2 (en) 2010-06-29 2015-02-10 Baker Hughes Incorporated Drill bits with anti-tracking features
US8820440B2 (en) 2010-10-01 2014-09-02 David R. Hall Drill bit steering assembly
US8333254B2 (en) 2010-10-01 2012-12-18 Hall David R Steering mechanism with a ring disposed about an outer diameter of a drill bit and method for drilling
US8978786B2 (en) 2010-11-04 2015-03-17 Baker Hughes Incorporated System and method for adjusting roller cone profile on hybrid bit
US8656983B2 (en) 2010-11-22 2014-02-25 Halliburton Energy Services, Inc. Use of liquid metal filters in forming matrix drill bits
GB2490087B (en) 2010-11-29 2016-04-27 Halliburton Energy Services Inc Forming objects by infiltrating a printed matrix
GB2488508B (en) 2010-11-29 2015-10-07 Halliburton Energy Services Inc 3D-printed bodies for molding downhole equipment
GB2485848B (en) 2010-11-29 2018-07-11 Halliburton Energy Services Inc Improvements in heat flow control for molding downhole equipment
US9782857B2 (en) 2011-02-11 2017-10-10 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit having increased service life
US20120234604A1 (en) 2011-03-15 2012-09-20 Hall David R Timed Steering Nozzle on a Downhole Drill Bit
CA2855947C (en) 2011-11-15 2016-12-20 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bits having increased drilling efficiency
AU2012261560B2 (en) 2011-12-23 2014-07-24 Halliburton Energy Services, Inc. Erosion resistant hard composite materials
CN102733758B (zh) * 2012-07-06 2014-11-19 中煤科工集团西安研究院 取芯用孕镶块式金刚石钻头
MX369559B (es) 2012-12-03 2019-11-12 Ulterra Drilling Tech Lp Herramienta perforadora de suelo con una disposición mejorada de cortadores de inclinación lateral.
US20140353046A1 (en) * 2013-05-28 2014-12-04 Smith International, Inc. Hybrid bit with roller cones near the bit axis
US9376866B2 (en) 2013-08-23 2016-06-28 Varel International Ind., L.P. Hybrid rotary cone drill bit
US20150233187A1 (en) * 2013-08-23 2015-08-20 Varel International Ind., L.P. Frac plug mill bit
WO2015127123A1 (en) * 2014-02-20 2015-08-27 Ulterra Drilling Technologies, L.P. Drill bit
RU2689465C2 (ru) 2014-05-23 2019-05-28 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Комбинированное буровое долото с механическим креплением элементов шарошечного узла долота
US10233696B2 (en) 2014-06-18 2019-03-19 Ulterra Drilling Technologies, L.P. Drill bit
US11428050B2 (en) 2014-10-20 2022-08-30 Baker Hughes Holdings Llc Reverse circulation hybrid bit
US10472896B2 (en) * 2014-11-19 2019-11-12 Esco Group Llc Downhole tool and method of manufacturing a tool
WO2017014730A1 (en) 2015-07-17 2017-01-26 Halliburton Energy Services, Inc. Hybrid drill bit with counter-rotation cutters in center
CN105971519A (zh) * 2016-06-29 2016-09-28 四川川庆石油钻采科技有限公司 一种屋脊式孕镶金刚石钻头
US11008814B2 (en) 2018-11-12 2021-05-18 Ulterra Drilling Technologies, Lp Drill bit
US11480016B2 (en) 2018-11-12 2022-10-25 Ulterra Drilling Technologies, L.P. Drill bit

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR1330147A (fr) * 1961-12-26 1963-06-21 Inst Francais Du Petrole Perfectionnement aux outils de forage
US4525178A (en) * 1984-04-16 1985-06-25 Megadiamond Industries, Inc. Composite polycrystalline diamond
US4991670A (en) * 1984-07-19 1991-02-12 Reed Tool Company, Ltd. Rotary drill bit for use in drilling holes in subsurface earth formations
US4943488A (en) * 1986-10-20 1990-07-24 Norton Company Low pressure bonding of PCD bodies and method for drill bits and the like
US4858706A (en) * 1987-09-15 1989-08-22 Lebourgh Maurice P Diamond drill bit with hemispherically shaped diamond inserts
GB2234542B (en) * 1989-08-04 1993-03-31 Reed Tool Co Improvements in or relating to cutting elements for rotary drill bits
US5099929A (en) * 1990-05-04 1992-03-31 Dresser Industries, Inc. Unbalanced PDC drill bit with right hand walk tendencies, and method of drilling right hand bore holes

Also Published As

Publication number Publication date
CA2274918C (en) 2006-05-09
NO992906D0 (no) 1999-06-14
NO992906L (no) 1999-08-13
EP0944764A1 (fr) 1999-09-29
DE69720035T2 (de) 2004-04-01
DE69720035D1 (de) 2003-04-24
CA2274918A1 (en) 1998-06-25
BE1010802A3 (fr) 1999-02-02
EP0944764B1 (fr) 2003-03-19
US6296069B1 (en) 2001-10-02
WO1998027310A1 (fr) 1998-06-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO326453B1 (no) Borkrone
US6659199B2 (en) Bearing elements for drill bits, drill bits so equipped, and method of drilling
EP0419913B1 (en) Cutting member and drill bit for earth boring having diamond cutting surface
US4352400A (en) Drill bit
CA2770308C (en) Diamond transition layer construction with improved thickness ratio
US8360176B2 (en) Brazing methods for PDC cutters
US7909119B2 (en) Drill bits with notches and enclosed slots
CN101652533B (zh) 含有纤维的嵌有金刚石的切削刀具
US4940099A (en) Cutting elements for roller cutter drill bits
US9359825B2 (en) Cutting element placement on a fixed cutter drill bit to reduce diamond table fracture
US5979579A (en) Polycrystalline diamond cutter with enhanced durability
JPS59161587A (ja) ドリルビツト及びその切削要素
CA2776780A1 (en) Cutting elements configured to generate shear lips during use in cutting, earth-boring tools including such cutting elements, and methods of forming and using such cutting elements and earth-boring tools
NO830532L (no) Borkrone.
WO2009146096A4 (en) Rotary drill bits and drilling tools having protective structures on longitudinally trailing surfaces
US8225890B2 (en) Impregnated bit with increased binder percentage
CN107208459A (zh) 具有碳化物形成合金的基体的钻井工具及其制造和使用方法
US20100181116A1 (en) Impregnated drill bit with diamond pins
US8689909B2 (en) Inserts, polycrystalline diamond compact cutting elements, earth-boring bits comprising same, and methods of forming same
US8047309B2 (en) Passive and active up-drill features on fixed cutter earth-boring tools and related systems and methods
CN104136706B (zh) 多滚动式切割器的保持
US5099935A (en) Reinforced rotary drill bit
WO2018200703A1 (en) Earth-boring tools utilizing selective placement of shaped inserts, and related methods
WO2010019834A2 (en) Bit cone with hardfaced nose
CA1314866C (en) Reinforced rotary drill bit

Legal Events

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