NO326453B1 - Borkrone - Google Patents
Borkrone Download PDFInfo
- 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
Links
- 239000010432 diamond Substances 0.000 claims description 48
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 claims description 29
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 25
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 15
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 238000005219 brazing Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N Silver Chemical compound [Ag] BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 206010040844 Skin exfoliation Diseases 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004332 silver Substances 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/46—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts
- E21B10/54—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts the bit being of the rotary drag type, e.g. fork-type bits
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
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.
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)
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)
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 |
-
1996
- 1996-12-16 BE BE9601043A patent/BE1010802A3/fr not_active IP Right Cessation
-
1997
- 1997-12-16 CA CA002274918A patent/CA2274918C/en not_active Expired - Fee Related
- 1997-12-16 EP EP97949845A patent/EP0944764B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 1997-12-16 DE DE69720035T patent/DE69720035T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1997-12-16 US US09/319,559 patent/US6296069B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-12-16 WO PCT/BE1997/000135 patent/WO1998027310A1/fr active IP Right Grant
-
1999
- 1999-06-14 NO NO19992906A patent/NO326453B1/no not_active IP Right Cessation
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 |