NO821769L - Borkrone. - Google Patents
Borkrone.Info
- Publication number
- NO821769L NO821769L NO821769A NO821769A NO821769L NO 821769 L NO821769 L NO 821769L NO 821769 A NO821769 A NO 821769A NO 821769 A NO821769 A NO 821769A NO 821769 L NO821769 L NO 821769L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- drill bit
- protrusions
- cutting
- cutting elements
- drill
- Prior art date
Links
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 90
- 239000010432 diamond Substances 0.000 claims description 34
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 claims description 32
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 claims description 11
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 9
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 6
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 238000005476 soldering Methods 0.000 claims 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 claims 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 229910001369 Brass Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000906 Bronze Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001018 Cast iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010951 brass Substances 0.000 description 1
- 239000010974 bronze Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- KUNSUQLRTQLHQQ-UHFFFAOYSA-N copper tin Chemical compound [Cu].[Sn] KUNSUQLRTQLHQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 229910001092 metal group alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000001012 protector Effects 0.000 description 1
- 238000007790 scraping Methods 0.000 description 1
- 239000002023 wood 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
- E21B10/42—Rotary drag type drill bits with teeth, blades or like cutting elements, e.g. fork-type bits, fish tail bits
- E21B10/43—Rotary drag type drill bits with teeth, blades or like cutting elements, e.g. fork-type bits, fish tail bits characterised by the arrangement of teeth or other cutting elements
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/46—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts
- E21B10/56—Button-type inserts
- E21B10/567—Button-type inserts with preformed cutting elements mounted on a distinct support, e.g. polycrystalline inserts
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B12/00—Accessories for drilling tools
- E21B12/04—Drill bit protectors
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Manufacturing Of Electric Cables (AREA)
- Saccharide Compounds (AREA)
- Signal Processing For Digital Recording And Reproducing (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår generelt roterende skrapeborkroner for boring av jordformasjoner under leting etter og produksjon av olje og naturgass, og særlig slike borkroner som har skjæreelementer med skjærflater av syntetisk diamant.
Konvensjonelle roterende skrapeborkroner omfatter vanlig-vis en borkronekropp med en øvre ende som er innrettet til å festes til nedre ende av en borestreng. Borkronekroppens nedre ende danner borkronens hodeparti som innbefatter et antall skjæreelementer som rager ut fra hoveddelen for kontakt med og boring gjennom jordformasjonene. Skjæreelementene kan bestå av tenner fremstilt av wolframkarbid, eller de kan bestå av et lag naturlige eller syntetiske diamanter fast forbundet med en plugg, fortrinnsvis laget av wolframkarbid. Slike plugger er vanlig-vis stort sett sylindriske med en plan endeflate for montering av diamant-skjærflaten. Det sylindriske parti er innrettet til å innpresses i boringer som er utformet i borkronekroppens hodeparti og slik orientert at skjærflatene vender i retning av borkronens omdreiningsretning. De syntetiske diamant-skjærflater kan også være støpt på plass under utformingen av hodepartiet eller loddet på plass på hodepartiet. Når borkronekroppen roteres fjerner diamant-skjæreggene jordformasjonen ved borehullets bunn.
Ettersom diamant-skjærflåtene må rage utenfor borkronekroppen er de lett utsatt for kontakt. Og, ettersom diamantflåtene er temmelig sprø, som følge av deres store hardhet, vil der ofte oppstå avskaling eller brudd i skjærflatene når borkronen ikke håndteres med forsiktighet. Skjærflatene kan også lett skades når borkronen slippes i en borkronebryter som benyttes for å stramme gjengeforbindelsene når borkronen festes til borestrengen.
De syntetiske diamant-skjærflater kan også lett skades ved avskaling eller brudd når borkronen utilsiktet tillates å "stem-ple" bunnen (dvs. når borkronen støter ned i borehullets bunn eller dersom borestrengen, når den nærmer seg bunnen, plutselig stoppes, idet borerøret da kan strekke seg slik at borkronen støter mot borehullbunnen). Skaden på diamanteggene kan føre til at skjærflatene blir fullstendig virkningsløse.
Kjente teknikker for å beskytte skjærflatene på rullemei-selkroner og konvensjonelle skrape-diamantborkroner (dvs. bor kroner som har naturlige diamantstener anordnet på overflaten) har hovedsakelig anvendt en borkronebeskytter laget av et plast-, epoksy-, eller akrylmateriale som var støpt på og fullstendig dekket rullemeiselkutterne eller diamantkronens arbeidsflate og formet på en slik måte at borkronen lett kunne føres gjennom borehullet. Andre tidligere teknikker for beskyttelse av skjærflatene har gått ut på bruk av borkronebeskyttere laget av tre-flis eller plast som ble formet i samsvar med profilen til rullemeiselkutterne eller skrape-diamantborkronen.og ble holdt på plass på borkronen ved hjelp av stropper eller vaier. Eksemp-ler på tidligere kjente beskyttelsesanordninger finnes i US-patentskrifter 2 296 939, 2 644 672 og 3 788 407.
Ulempene med disse kjente teknikker for beskyttelse av skjærflatene er vanskeligheten med å oppnå uhindrede sirkula-sjonsbaner med de påstøpte typer og utilstrekkelig sikkerhet for at beskyttelsesanordningen fjernes når borkronen når bunnen. Ulempene med beskyttelsesanordningene som festes med stropper
er at stroppene eller metallvaierne (dvs. skrap) i borehullet kan skade borkronen. Videre kan slikt skrap også gjenplugge deler av den tilbakestrømmende slamsirkulasjon i ringrommet rundt borkronen.
Ifølge foreliggende oppfinnelse løses ovennevnte problemer ved å anvende en roterende skrape-borkrone, med naturlige eller syntetiske diamantskjærflater, som i alt vesentlig eliminerer skade på skjæreggene under håndtering, montering og nedføring til bunnen.
I store trekk omfatter foreliggende oppfinnelse en skrape-borkrone med et antall skjæreelementer som rager ut fra hodepartiet. Til hvert av skjæreelementene kan der være festet en skjærflate av syntetisk, polykrystallinsk diamant. Hodepartiet innbefatter dessuten et antall utspring som strekker seg lenger ut fra hodets overflate enn skjæreelementene. En fordel ved foreliggende oppfinnelse er således at disse utspring hindrer at de syntetiske diamant-skjærflater blir berørt når hodepartiet treffer en hard flate under håndtering eller når borkronen utilsiktet "stempler" borehullbunnen.
En annen viktig fordel ved foreliggende oppfinnelse er at utspringene hurtig slites ned når borkronen roteres på borehullbunnen, slik at de syntetiske diamant-skjæreflater kommer i inn grep med jordformasjonen for påbegynning av boringen.
Foreliggende oppfinnelse vil best forstås ut fra følgende beskrivelse i tilknytning til de mefølgende tegninger. Fig. 1 er et perspektivriss av en skrape-borkrone som an-vender syntetiske diamant-skjærflater og har skjærflatebeskyt-tende utspring som strekker seg fra borkronehodet i henhold til foreliggende oppfinnelse. Fig. 2 er et riss av en utførelsesform av et skjærbeskyttende utspring innrettet til å presses inn i borkronekroppens hodeparti. Fig. 3 er et tverrsnitt av borkronen på fig. 1 gjennom to av de skjærbeskyttende utspring beliggende 180° fra hverandre med rekker av skjæreelementer svingt inn i snittplanet.
Rotasjonsborkronen vist på fig. 1 omfatter en borkronekropp 10 med en gjenget tapp 12 som er innrettet til å forbindes med nedre ende av borestrengen. Borkronekroppen innbefatter videre et hodeparti 14. Borkronekroppen 10, gjengetappen 12 og hodepartiet 14 er fortrinnsvis laget av stål, selv om borkronekroppen og hodepartiet kan være laget av egnede metallegeringer som anvendes i forbindelse med fremstilling av diamant-borkroner. Borkronens hodeparti har dessuten fluid-sirkulasjonsporter 22 for å lede borefluidstrømmen for fjerning av borekutt fra borehullets bunn og for avkjøling av diamant-skjærflåtene 18.
Et antall skjæreelementer 16 er montert på og rager ut fra hodepartiet 14. Skjæreelementene i den foretrukne, viste ut-førelsesform, består av et lag syntetiske diamanter 18 festet til en wolframkarbidplugg. Det vil imidlertid være klart at også skjæreelementer i form av wolframkarbidinnsatser kan danne skjærflatene. Pluggene har en stort sett sylindrisk kropp hvis ene ende har en plan overflate for påmontering av diamant-skjærflaten 18. Pluggenes sylindriske parti er innrettet til å presses inn i passende boringer utformet i borkronekroppens 10 hodeparti 14 og slik plassert at skjærflatene 18 vender i borkronens omdreiningsretning. Når borkronekroppen roterer fjerner flatenes 18 skjærkanter formasjonen ved borehullbunnen.
I tillegg til de på hodepartiet 14 påmonterte skjæreelementer, viser fig. 1 anordningen av fire skjærbeskyttende utspring som strekker seg fra borkronenes hodeparti 14 med stort sett
o
90 innbyrdes avstand. Det skal forstås at en borkrone av den viste type, dvs. en borkrone med flatt bunnparti, kan ha hvilket som helst antall skjærbeskyttende utspring 20 fordelt med innbyrdes avstand på borkronens hodeparti 14 på en slik måte at de ikke kommer i konflikt med monteringen av diamant-skjæreelementene 16 og slik plassert på hodepartiet 14 at utspringenes 20 ytre overflate vil berøre formasjonen ved borehullbunnen før skjæreelementene 16, og innledningsvis beskytter skjæreelementene 16 ved å holde dem i avstand fra borehullbunnen. Den beste beskyttelse vil oppnås ved bruk av et beskyttelsesutspring 20 med en slik størrelse og form at den muliggjør plassering av et beskyttelsesutspring 20 nær inntil hvert av diamant-skjæreelementene 16 på hodepartiet 14. Ved avtagende antall utspring 20 vil graden av beskyttelse for hvert skjæreelement 16 bli til-svarende redusert. Denne reduserte beskyttelse kan kompenseres ved å øke de øvrige utsprings 20 utragende lengde. Således vil et stort antall tett fordelte utspring 20 gi en høy grad av skjærbeskyttelse selv når utspringenes ytre overflate bare er noe utenfor skjærspissen. Og når antallet utspring 20 reduse-res og deres innbyrdes avstand blir større, bør den lengde hvor-med utspringene 20 rager utenfor skjæreggene 18 økes for å gi den nødvendige beskyttelse for skjæreggene 18.
Fig. 3 er et tverrsnitt av borkronen vist på fig. 1, gjennom to av skjærbeskyttelsesutspringene 20 beliggende 180° fra hverandre. Hver rekke skjæreelementer 16 er vist dreiet inn i tegningsplanet i dette tverrsnittsplan. De mønstere som borkronen skjærer i borehullbunnen kan således lett ses. Likeledes ses den større utstrekning av beskyttelsesutspringene 20 over borkronehodet 14 i forhold til skjæreelementene 16. Linjen B (den horisontale linje) angir en plan flate som borkronen kunne støte mot, som f.eks. rigg-gulvet eller bunnen av en borkronebryter. Linjen A (den brutte linje) angir et stort sett konvekst bunnhullmønster som borkronen kan støte mot. Linjen C (den prikkede linje) angir et stort sett konkavt bunnhullparti som borkronen kan støte mot. Som det fremgår av fig. 3 er utstrekningen og plasseringen av beskyttelsesutspringene 20 slik at skjæreelementene 16 hindres fra å komme i berøring med noen av disse typer flater før beskyttelsesutspringene 20 blir slitt eller brutt ned ved rotasjon mot disse flater.
Borkroner med flat bunn av denne type og størrelse, ca.
220 mm (8 3/4"), vil fortrinnsvis ha fra 3 til 5 skjærbeskyttere 20 med lik innbyrdes avstand fordelt på borkronens hodeparti 14. Skjærbeskytterne 20 strekker seg fra hodepartiet 14 ca. 2,54 mm til 3,18 mm utenfor skjæreelementenes 16 spisser. Ved at lengden av beskyttelsesutspringene 20 er større enn skjæreelementenes 16 lengde sikres at skjæreelementene 16 ved borkronens innledende kontakt med borehullbunnen holdes i tilstrekkelig avstand fra bunnen til å hindre at diamant-skjæreggene 18 blir skadet ved at de støtes mot bunnen. Utspringene 20 vir-ker i hovedsak som ben som borkronen står på når den hviler på riggulvet, eller når den hviler i en borkronebryter for befestigelse til en borestreng. Denne foretrukne forlengelse av be-skytterne 20 gir tilstrekkelig avstand fra bunnen til å beskytte diamant-skjærkantene 18, idet borkronen berører den uregelmes-sige bunn i hullet etter den forrige borkrone og ved montering av borkronen på overflaten. Skjærutspringene 20 på fig. 1 er utformet i ett stykke med borkronekroppen 10 og er således stort sett bløte i forhold til hvilken som helst skjærflate og brytes lett ned av jordformasjonen.
Fig. 2 viser en alternativ utførelsesform av beskyttelsesutspringene 20a innrettet til å presses inn i boringer i borkronens hodeparti. Denne spesielle utførelsesform har en rek-tangulær kropp 21 som er festet til en sylindrisk monterings-plugg 22 dimensjonert til å inntrykkes i boringer utformet i borkronens hodeparti 14. Det er klart at et skjærbeskyttelses-utspring med en sylindrisk utformet kropp festet til en monte-ringstapp for befestigelse til hodepartiet ved presspasning også kunne anvendes. I slike situasjoner der beskyttelsesutspringene er festet til hodepartiet, er utspringene fortrinnsvis laget av stål, i likhet med borkronekroppen, men hvilket som helst annet metall som f.eks. messing, bronse og støpejern kan benyttes så lengde de har tilstrekkelig fasthet til at de ikke knuses pga. borkronens vekt, men lettere brytes ned av jordformasjonen enn skjæreelementene. Materialet som utspringet er utformet av er generelt mer nedbrytbart enn wolframkarbid som er velkjent som skjærflate eller innsatsmateriale.
Når borkronen 10 nedsenkes i berøring med borehullets, bunn og rotasjonen påbegynnes, vil således, ifølge foreliggende opp finnelse, utspringene 20 hurtig slites eller nedbrytes mot borehullbunnen som nedbryter utspringene 20 i en slik grad at de tillater de syntetiske diamantskjærflåtene 18 å gripe inn i jordformasjonen for å påbegynne selve borehullboringen.
Som det fremgår av ovenstående bør de nedbrytbare skjærbeskyttere 20 ha en tilstrekkelig utstrekning fra borkroneover-flaten 14 til at skjæreelementene 16 går klar av borehullbunnen for å hindre at skjæreelementene 16 først kommer i inngrep med formasjonen. Utstrekningen bør fortrinnsvis være ca. 2,54 mm til 3,18 mm mer enn diamant-skjæreelementenes 16 utstrekning. Imidlertid kan andre utstrekninger gi den nødvendige skjærbeskyttelse. Antallet nedbrytbare skjærbeskyttere 20 og deres plassering bestemmes i hovedsak av borkronens størrelse og ho-departiets 14 profil. For eksempel kan en 222 mm borkrone med flat bunn ha tre beskyttere 20 beliggende med en innbyrdes vinkelavstand på 120° og plassert på hodepartiet 14 for å unngå konflikt med monteringen av diamant-skjæreelementene 16 og plassert på hodepartiet 14 slik at utspringene 20 vil berøre formasjonen ved borehullbunnen før skjæreelementene 16 og innledningsvis beskytte skjæreelementene 16 ved å holde dem i avstand fra borehullbunnen. Likeledes kan en 31,8 mm (12V) lang, avsmalnende borkronekropp har 3-5 beskyttere 20 plassert i det lange avsmalnende parti med omtrent lik innbyrdes vinkelavstand og også plassert for å unngå konflikt med monteringen av diamant-sk jæreelementene 16 og plassert på hodepartiet 14 slik at utspringene 20 vil berøre formasjonen ved borehullbunnen før skjæreelementene 16 og innledningsvis beskytte skjæreelementene 16 ved å holde dem i avstand fra borehullbunnen.
Claims (9)
1. Roterende skrape-borkrone for boring av jordformasjoner omfattende en borkronekropp (10) hvis ene ende er innrettet til å tilkobles nedre ende av en borestreng, mens den andre ende omfatter et bore-hodeparti (14), et antall skjæreelementer (16) som er montert på hodepartiet og rager ut fra dette, karakterisert ved et antall enkeltutspring (20) som rager lenger ut fra hodepartiet (14) enn skjæreelementene (16) og er fremstilt av et metall som lettere nedbrytes av jordformasjonen enn hvilket som helst av. borkronens skjæreelementer, hvilke utspring (20) beskytter skjæreelementene (16) under håndtering av borkronen og innføring av borkronen i et borehull, og under boring slites bort for frilegging av skjæreelementene (16) .
2. Borkrone ifølge krav 1,
karakterisert ved at skjæreelementene (16) innbefatter en diamant-skjæreflate (18).
3. Borkrone ifølge krav 2,
karakterisert ved at utspringene (20) er ut-format i ett med hodepartiet (14).
4. Borkrone ifølge krav 2,
karakterisert ved at utspringene (20) er festet til hodepartiet (14).
5. Borkrone ifølge krav 2,
karakterisert ved at utspringene (20) er fremstilt av et metall som lettere nedslites eller nedbrytes av jordformasjonene enn wolframkarbid.
6. Roterende skrapeborkrone omfattende en borkronekropp hvis ene ende er innrettet til å tilkobles nedre ende av en borestreng idet den andre ende omfatter et hodeparti, et antall skjæreelementer montert på hodepartiet, idet et valgt antall skjæreelementer har en skjærflate av syntetisk polykrystallinsk diamant og et antall utspring på hodepartiet fremstilt av et metall som lettere nedbrytes enn hvilken som helst av skjæreelementene og strekker seg lenger ut fra hodepartiet enn skjæreflåtene av syntetisk polykrystallinsk diamanter for å beskytte diamant-skjærflåtene mot skade under håndtering, idet utspringene lett ned brytes under boring for frilegging av skjærflatene for boring.
7. Borkrone ifølge krav 6,
karakterisert ved at utspringene er utformet i ett med hodepartiet.
8. Borkrone ifølge krav 6,
karakterisert ved at utspringene er festet til hodepartiet ved lodding, sveising, sementering eller presspasning.
9. Borkrone ifølge krav 6,
karakterisert ved at utspringene er fremstilt av et metall som lettere nedbrytes av jordformasjonene enn wolframkarbid.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US06/269,285 US4397361A (en) | 1981-06-01 | 1981-06-01 | Abradable cutter protection |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO821769L true NO821769L (no) | 1982-12-02 |
Family
ID=23026607
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO821769A NO821769L (no) | 1981-06-01 | 1982-05-27 | Borkrone. |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4397361A (no) |
EP (1) | EP0066435A1 (no) |
CA (1) | CA1174665A (no) |
NO (1) | NO821769L (no) |
Families Citing this family (92)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4478298A (en) * | 1982-12-13 | 1984-10-23 | Petroleum Concepts, Inc. | Drill bit stud and method of manufacture |
GB8418481D0 (en) * | 1984-07-19 | 1984-08-22 | Nl Petroleum Prod | Rotary drill bits |
US4716976A (en) * | 1986-10-28 | 1988-01-05 | Kennametal Inc. | Rotary percussion drill bit |
CA1314866C (en) * | 1988-01-28 | 1993-03-23 | Royce A. Anthon | Reinforced rotary drill bit |
US4949795A (en) * | 1988-07-11 | 1990-08-21 | Gas Research Institute | Rotary rapid excavation system |
US5033559A (en) * | 1990-05-11 | 1991-07-23 | Dresser Industries, Inc. | Drill bit with faceted profile |
US5373907A (en) * | 1993-01-26 | 1994-12-20 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for manufacturing and inspecting the quality of a matrix body drill bit |
US5887655A (en) * | 1993-09-10 | 1999-03-30 | Weatherford/Lamb, Inc | Wellbore milling and drilling |
US5887668A (en) * | 1993-09-10 | 1999-03-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore milling-- drilling |
US5595252A (en) * | 1994-07-28 | 1997-01-21 | Flowdril Corporation | Fixed-cutter drill bit assembly and method |
US5649433A (en) * | 1995-06-29 | 1997-07-22 | Daido Hoxan Inc. | Cold evaporator |
US6971459B2 (en) * | 2002-04-30 | 2005-12-06 | Raney Richard C | Stabilizing system and methods for a drill bit |
US7954570B2 (en) * | 2004-02-19 | 2011-06-07 | Baker Hughes Incorporated | Cutting elements configured for casing component drillout and earth boring drill bits including same |
US7237628B2 (en) * | 2005-10-21 | 2007-07-03 | Reedhycalog, L.P. | Fixed cutter drill bit with non-cutting erosion resistant inserts |
US8225883B2 (en) | 2005-11-21 | 2012-07-24 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole percussive tool with alternating pressure differentials |
US7533737B2 (en) * | 2005-11-21 | 2009-05-19 | Hall David R | Jet arrangement for a downhole drill bit |
US7484576B2 (en) | 2006-03-23 | 2009-02-03 | Hall David R | Jack element in communication with an electric motor and or generator |
US8522897B2 (en) | 2005-11-21 | 2013-09-03 | Schlumberger Technology Corporation | Lead the bit rotary steerable tool |
US7624824B2 (en) * | 2005-12-22 | 2009-12-01 | Hall David R | Downhole hammer assembly |
US8360174B2 (en) | 2006-03-23 | 2013-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Lead the bit rotary steerable tool |
US7600586B2 (en) | 2006-12-15 | 2009-10-13 | Hall David R | System for steering a drill string |
US8528664B2 (en) | 2005-11-21 | 2013-09-10 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole mechanism |
US7641002B2 (en) * | 2005-11-21 | 2010-01-05 | Hall David R | Drill bit |
US7617886B2 (en) | 2005-11-21 | 2009-11-17 | Hall David R | Fluid-actuated hammer bit |
US8316964B2 (en) | 2006-03-23 | 2012-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | Drill bit transducer device |
US7571780B2 (en) | 2006-03-24 | 2009-08-11 | Hall David R | Jack element for a drill bit |
US7753144B2 (en) * | 2005-11-21 | 2010-07-13 | Schlumberger Technology Corporation | Drill bit with a retained jack element |
US7641003B2 (en) | 2005-11-21 | 2010-01-05 | David R Hall | Downhole hammer assembly |
US7549489B2 (en) | 2006-03-23 | 2009-06-23 | Hall David R | Jack element with a stop-off |
US8297378B2 (en) | 2005-11-21 | 2012-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Turbine driven hammer that oscillates at a constant frequency |
US7591327B2 (en) * | 2005-11-21 | 2009-09-22 | Hall David R | Drilling at a resonant frequency |
US8205688B2 (en) * | 2005-11-21 | 2012-06-26 | Hall David R | Lead the bit rotary steerable system |
US8297375B2 (en) * | 2005-11-21 | 2012-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole turbine |
US8408336B2 (en) | 2005-11-21 | 2013-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Flow guide actuation |
US7730975B2 (en) * | 2005-11-21 | 2010-06-08 | Schlumberger Technology Corporation | Drill bit porting system |
US7419018B2 (en) | 2006-11-01 | 2008-09-02 | Hall David R | Cam assembly in a downhole component |
US7497279B2 (en) * | 2005-11-21 | 2009-03-03 | Hall David R | Jack element adapted to rotate independent of a drill bit |
US7559379B2 (en) * | 2005-11-21 | 2009-07-14 | Hall David R | Downhole steering |
US7424922B2 (en) * | 2005-11-21 | 2008-09-16 | Hall David R | Rotary valve for a jack hammer |
US8130117B2 (en) * | 2006-03-23 | 2012-03-06 | Schlumberger Technology Corporation | Drill bit with an electrically isolated transmitter |
US7967082B2 (en) | 2005-11-21 | 2011-06-28 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole mechanism |
US7419016B2 (en) | 2006-03-23 | 2008-09-02 | Hall David R | Bi-center drill bit |
US7900720B2 (en) | 2006-01-18 | 2011-03-08 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole drive shaft connection |
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 |
US7886851B2 (en) * | 2006-08-11 | 2011-02-15 | Schlumberger Technology Corporation | Drill bit nozzle |
US8240404B2 (en) * | 2006-08-11 | 2012-08-14 | Hall David R | Roof bolt bit |
US9051795B2 (en) | 2006-08-11 | 2015-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole drill bit |
US7669674B2 (en) | 2006-08-11 | 2010-03-02 | Hall David R | Degradation assembly |
US20080035389A1 (en) * | 2006-08-11 | 2008-02-14 | Hall David R | Roof Mining Drill Bit |
US8622155B2 (en) | 2006-08-11 | 2014-01-07 | Schlumberger Technology Corporation | Pointed diamond working ends on a shear bit |
US8449040B2 (en) | 2006-08-11 | 2013-05-28 | David R. Hall | Shank for an attack tool |
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 |
US7871133B2 (en) | 2006-08-11 | 2011-01-18 | Schlumberger Technology Corporation | Locking fixture |
US8122980B2 (en) * | 2007-06-22 | 2012-02-28 | Schlumberger Technology Corporation | Rotary drag bit with pointed cutting elements |
US9316061B2 (en) | 2006-08-11 | 2016-04-19 | David R. Hall | High impact resistant degradation element |
US8590644B2 (en) | 2006-08-11 | 2013-11-26 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole drill bit |
US8714285B2 (en) | 2006-08-11 | 2014-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method for drilling with a fixed bladed bit |
US8616305B2 (en) * | 2006-08-11 | 2013-12-31 | Schlumberger Technology Corporation | Fixed bladed bit that shifts weight between an indenter and cutting elements |
US7637574B2 (en) | 2006-08-11 | 2009-12-29 | Hall David R | Pick assembly |
US20090058174A1 (en) * | 2006-08-11 | 2009-03-05 | Hall David R | Attack Tool |
US8191651B2 (en) * | 2006-08-11 | 2012-06-05 | Hall David R | Sensor on a formation engaging member of a 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 |
US20100059289A1 (en) * | 2006-08-11 | 2010-03-11 | Hall David R | Cutting Element with Low Metal Concentration |
US7527110B2 (en) | 2006-10-13 | 2009-05-05 | Hall David R | Percussive drill bit |
US9068410B2 (en) | 2006-10-26 | 2015-06-30 | Schlumberger Technology Corporation | Dense diamond body |
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 |
US7954401B2 (en) | 2006-10-27 | 2011-06-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method of assembling a drill bit with a jack element |
US7392857B1 (en) | 2007-01-03 | 2008-07-01 | Hall David R | Apparatus and method for vibrating a drill bit |
EP3081738A1 (en) | 2007-01-31 | 2016-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotary drill bits with protected cutting elements and methods |
USD674422S1 (en) | 2007-02-12 | 2013-01-15 | Hall David R | Drill bit with a pointed cutting element and a shearing cutting element |
US8839888B2 (en) | 2010-04-23 | 2014-09-23 | Schlumberger Technology Corporation | Tracking shearing cutters on a fixed bladed drill bit with pointed cutting elements |
USD678368S1 (en) | 2007-02-12 | 2013-03-19 | David R. Hall | Drill bit with a pointed cutting element |
US7866416B2 (en) | 2007-06-04 | 2011-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Clutch for a jack element |
US7721826B2 (en) * | 2007-09-06 | 2010-05-25 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole jack assembly sensor |
US7967083B2 (en) | 2007-09-06 | 2011-06-28 | Schlumberger Technology Corporation | Sensor for determining a position of a jack element |
US8245797B2 (en) * | 2007-10-02 | 2012-08-21 | Baker Hughes Incorporated | Cutting structures for casing component drillout and earth-boring drill bits including same |
US8540037B2 (en) | 2008-04-30 | 2013-09-24 | Schlumberger Technology Corporation | Layered polycrystalline diamond |
US8720609B2 (en) | 2008-10-13 | 2014-05-13 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with continuously sharp edge cutting elements |
US20100224419A1 (en) * | 2009-03-03 | 2010-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with integral cuttings splitter and method of making |
US8146688B2 (en) * | 2009-04-22 | 2012-04-03 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with prefabricated cuttings splitter and method of making |
US8701799B2 (en) | 2009-04-29 | 2014-04-22 | Schlumberger Technology Corporation | Drill bit cutter pocket restitution |
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 |
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 |
US8820440B2 (en) | 2010-10-01 | 2014-09-02 | David R. Hall | Drill bit steering assembly |
US8342266B2 (en) | 2011-03-15 | 2013-01-01 | Hall David R | Timed steering nozzle on a downhole drill bit |
US9828810B2 (en) | 2014-02-07 | 2017-11-28 | Varel International Ind., L.P. | Mill-drill cutter and drill bit |
EP3129577B1 (en) * | 2014-04-10 | 2019-05-22 | Varel International, Ind., L.P. | Ultra-high rop blade enhancement |
USD921703S1 (en) * | 2019-11-20 | 2021-06-08 | The Charles Machine Works, Inc. | Trail cutter |
Family Cites Families (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA547714A (en) * | 1957-10-22 | R. Flanagan John | Drill bit plug | |
US2267833A (en) * | 1940-02-09 | 1941-12-30 | Thomas E Mcmahan | Well bit guide |
US2296939A (en) * | 1941-05-05 | 1942-09-29 | Thomas E Mcmahan | Well bit protector |
US2554780A (en) * | 1947-10-18 | 1951-05-29 | Reed Roller Bit Co | Blade protector device |
US2644672A (en) * | 1951-01-29 | 1953-07-07 | Ted C Mathews | Diamond bit protector |
US3018836A (en) * | 1956-06-20 | 1962-01-30 | Reed Roller Bit Co | Rock bit guide |
FR1331914A (fr) * | 1961-06-09 | 1963-07-12 | Inst Francais Du Petrole | Outil de forage à parties actives interchangeables |
US3311181A (en) * | 1964-05-04 | 1967-03-28 | John B Fowler | Bi-metal drilling tooth |
US3788407A (en) * | 1972-10-17 | 1974-01-29 | Noble Drilling Corp | Method and arrangement for protecting and guiding drilling bits |
US3938599A (en) * | 1974-03-27 | 1976-02-17 | Hycalog, Inc. | Rotary drill bit |
US4006788A (en) * | 1975-06-11 | 1977-02-08 | Smith International, Inc. | Diamond cutter rock bit with penetration limiting |
JPS5382601A (en) * | 1976-12-28 | 1978-07-21 | Tokiwa Kogyo Kk | Rotary grinding type excavation drill head |
US4253533A (en) * | 1979-11-05 | 1981-03-03 | Smith International, Inc. | Variable wear pad for crossflow drag bit |
US4397363A (en) * | 1980-01-10 | 1983-08-09 | Drilling & Service U.K. Limited | Rotary drill bits and method of use |
-
1981
- 1981-06-01 US US06/269,285 patent/US4397361A/en not_active Expired - Fee Related
-
1982
- 1982-05-05 CA CA000402272A patent/CA1174665A/en not_active Expired
- 1982-05-24 EP EP82302641A patent/EP0066435A1/en not_active Withdrawn
- 1982-05-27 NO NO821769A patent/NO821769L/no unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP0066435A1 (en) | 1982-12-08 |
US4397361A (en) | 1983-08-09 |
CA1174665A (en) | 1984-09-18 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO821769L (no) | Borkrone. | |
AU2009200664B2 (en) | Rotary cutting bit | |
US6341823B1 (en) | Rotatable cutting tool with notched radial fins | |
US4872520A (en) | Flat bottom drilling bit with polycrystalline cutters | |
CA2238628C (en) | Combination milling tool and drill bit | |
US5346026A (en) | Rolling cone bit with shear cutting gage | |
US5407022A (en) | Free cutting gage insert with relief angle | |
US5647448A (en) | Drill bit having a plurality of teeth | |
NO172602B (no) | Roterende borkrone for dyphullsboring | |
NO317067B1 (no) | Kombinert fres- og borkrone | |
SE508952C2 (sv) | Bergborrspets med roterande kon för borrning av hål i en jordformation samt en metod för att bryta upp och sprida anhopat formationsgrus med hjälp av dylik bergborrspets | |
CA2554654C (en) | Rotary cutting bit | |
NO774124L (no) | Anordning ved borkrone. | |
NO760360L (no) | ||
US6745645B2 (en) | Enhanced gage protection for milled tooth rock bits | |
US20080035388A1 (en) | Drill Bit Nozzle | |
NO151511B (no) | Borkrone for fjellboring. | |
US4304311A (en) | Drill string stabilizer having easily removed hard surface inserts | |
RU2280143C2 (ru) | Одношарошечное буровое долото (варианты) | |
NO844770L (no) | Borkrone | |
US11401749B2 (en) | Cutting element with reduced friction | |
US11187045B2 (en) | Drill bit with wear shield | |
EP2165039A1 (en) | A device for drilling in earth-layers and rock | |
CN211221459U (zh) | 一种用于墙体钻孔的硬质合金钻头 | |
US1666711A (en) | macdonald |