RU2009140371A - Гибридное буровое долото и способ бурения - Google Patents

Гибридное буровое долото и способ бурения Download PDF

Info

Publication number
RU2009140371A
RU2009140371A RU2009140371/03A RU2009140371A RU2009140371A RU 2009140371 A RU2009140371 A RU 2009140371A RU 2009140371/03 A RU2009140371/03 A RU 2009140371/03A RU 2009140371 A RU2009140371 A RU 2009140371A RU 2009140371 A RU2009140371 A RU 2009140371A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
cutting elements
cone
cutting
bit
fixed blade
Prior art date
Application number
RU2009140371/03A
Other languages
English (en)
Inventor
Захрадник АНТОН (US)
Захрадник АНТОН
Рудолф С.О. ПРЕССИР (US)
Рудолф С.О. ПРЕССИР
Дон НГУЙЕН (US)
Дон НГУЙЕН
Майкл С. ДАМСКЕН (US)
Майкл С. ДАМСКЕН
Карлос Б. СЕПЕДА (US)
Карлос Б. СЕПЕДА
Тим Кинг МАРВЕЛ (US)
Тим Кинг МАРВЕЛ
Маттью Дж. МЕЙНЕРС (MY)
Маттью Дж. МЕЙНЕРС
Original Assignee
Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (Us)
Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
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
Priority claimed from US11/784,025 external-priority patent/US7841426B2/en
Application filed by Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (Us), Бейкер Хьюз Инкорпорейтед filed Critical Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (Us)
Publication of RU2009140371A publication Critical patent/RU2009140371A/ru

Links

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
    • E21B10/08—Roller bits
    • E21B10/14—Roller bits combined with non-rolling cutters other than of leading-portion type

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)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
  • Paper (AREA)
  • Drilling And Boring (AREA)
  • Dowels (AREA)

Abstract

1. Буровое долото, содержащее ! корпус долота с осью, осевым центром и по меньшей мере одной неподвижной лопастью, простирающейся в осевом направлении вниз от корпуса долота, ! по меньшей мере одну шарошку, смонтированную на корпусе долота, ! по меньшей мере один режущий элемент шарошки, расположенный на шарошке и радиально удаленный от центральной оси, ! множество неподвижных режущих элементов, расположенных на неподвижных лопастях и по меньшей мере один из которых расположен рядом с осевым центром корпуса долота и приспособлен для резания породы по осевому центру. ! 2. Буровое долото по п.1, в котором режущие элементы шарошки и неподвижные режущие элементы комбинируются для образования режущего профиля, простирающегося от осевого центра до радиально наиболее удаленного от центра периметра относительно оси, причем неподвижные режущие элементы образуют целостный режущий профиль у осевого центра и радиально наиболее удаленного от центра периметра, а режущие элементы шарошки перекрывают режущий профиль неподвижных режущих элементов между осевым центром и радиально наиболее удаленным от центра периметром. ! 3. Буровое долото по п.2, в котором режущие элементы шарошки осуществляют резание в носовой и плечевой областях режущего профиля. ! 4. Буровое долото по п.1, в котором режущие элементы шарошки и неподвижные режущие элементы комбинируются для образования режущей поверхности у осевого конца бурового долота и по меньшей мере один из режущих элементов каждой шарошки простирается в осевом направлении у режущей поверхности примерно на одно расстояние с по меньшей мере одним из неподвижных режущих элементов. ! 5

Claims (57)

1. Буровое долото, содержащее
корпус долота с осью, осевым центром и по меньшей мере одной неподвижной лопастью, простирающейся в осевом направлении вниз от корпуса долота,
по меньшей мере одну шарошку, смонтированную на корпусе долота,
по меньшей мере один режущий элемент шарошки, расположенный на шарошке и радиально удаленный от центральной оси,
множество неподвижных режущих элементов, расположенных на неподвижных лопастях и по меньшей мере один из которых расположен рядом с осевым центром корпуса долота и приспособлен для резания породы по осевому центру.
2. Буровое долото по п.1, в котором режущие элементы шарошки и неподвижные режущие элементы комбинируются для образования режущего профиля, простирающегося от осевого центра до радиально наиболее удаленного от центра периметра относительно оси, причем неподвижные режущие элементы образуют целостный режущий профиль у осевого центра и радиально наиболее удаленного от центра периметра, а режущие элементы шарошки перекрывают режущий профиль неподвижных режущих элементов между осевым центром и радиально наиболее удаленным от центра периметром.
3. Буровое долото по п.2, в котором режущие элементы шарошки осуществляют резание в носовой и плечевой областях режущего профиля.
4. Буровое долото по п.1, в котором режущие элементы шарошки и неподвижные режущие элементы комбинируются для образования режущей поверхности у осевого конца бурового долота и по меньшей мере один из режущих элементов каждой шарошки простирается в осевом направлении у режущей поверхности примерно на одно расстояние с по меньшей мере одним из неподвижных режущих элементов.
5. Буровое долото по п.1, в котором упомянутый по меньшей мере один из неподвижных режущих элементов расположен в пределах приблизительно 0,040 дюйма от осевого центра.
6. Гибридное буровое долото, содержащее
корпус долота с осью, осевым центром, множеством лап, простирающихся в осевом направлении вниз, и множеством неподвижных лопастей, простирающихся в осевом направлении вниз,
множество шарошек, каждая из которых смонтирована на соответствующей лапе,
множество режущих элементов шарошки, расположенных на шарошках и радиально смещенных относительно осевого центра,
множество неподвижных режущих элементов, установленных на неподвижных лопастях, причем по меньшей мере один из этих неподвижных режущих элементов расположен рядом с осевым центром корпуса долота и приспособлен для резания породы по осевому центру,
причем режущие элементы шарошки и неподвижные режущие элементы комбинируются для образования режущего профиля, простирающегося от осевого центра до радиально наиболее удаленного от центра периметра относительно оси, неподвижные режущие элементы образуют целостный режущий профиль у осевого центра и радиально наиболее удаленного от центра периметра, и режущие элементы шарошки перекрывают режущий профиль неподвижных режущих элементов между осевым центром и радиально наиболее удаленным от центра периметром.
7. Гибридное буровое долото по п.6, в котором режущие элементы шарошки осуществляют резание в носовой и плечевой областях режущего профиля.
8. Гибридное буровое долото по п.6, в котором режущие элементы шарошки и неподвижные режущие элементы комбинируются для образования режущей поверхности у осевого конца гибридного бурового долота и по меньшей мере один из режущих элементов шарошки простирается в осевом направлении у режущей поверхности примерно на одно расстояние с по меньшей мере одним из неподвижных режущих элементов.
9. Гибридное буровое долото по п.6, в котором упомянутый по меньшей мере один из неподвижных режущих элементов расположен в пределах приблизительно 0,040 дюйма от осевого центра.
10. Гибридное буровое долото, содержащее
корпус долота с осью, осевым центром, по меньшей мере одной лапой, простирающейся в осевом направлении вниз, и по меньшей мере одной неподвижной лопастью, простирающейся в осевом направлении вниз,
по меньшей мере одну шарошку, смонтированную на соответствующей лапе, причем форма и положение каждой из шарошек таковы, что шарошки радиально смещены относительно осевого центра,
множество режущих элементов шарошки, расположенных на каждой шарошке и радиально смещенных относительно осевого центра,
множество неподвижных режущих элементов, установленных на неподвижных лопастях, где по меньшей мере один из неподвижных режущих элементов расположен рядом с осевым центром корпуса долота и приспособлен для резания породы по осевому центру, режущие элементы шарошки и неподвижные режущие элементы комбинируются для образования режущего профиля, простирающегося от осевого центра до радиально наиболее удаленного от центра периметра относительно оси, неподвижные режущие элементы образуют целостный режущий профиль у осевого центра и радиально наиболее удаленного от центра периметра, режущие элементы шарошки перекрывают режущий профиль неподвижных режущих элементов между осевым центром и радиально наиболее удаленным от центра периметром, и режущие элементы шарошки осуществляют резание в носовой и плечевой областях режущего профиля, где носовая область расположена радиально снаружи от осевого центра, а плечевая область расположена радиально внутри от радиально наиболее удаленного от центра периметра.
11. Гибридное буровое долото по п.10, в котором режущие элементы шарошки и неподвижные режущие элементы комбинируются для образования режущей поверхности у осевого конца гибридного бурового долота и по меньшей мере один из режущих элементов шарошки простирается в осевом направлении у режущей поверхности примерно на одно расстояние с по меньшей мере одним из неподвижных режущих элементов.
12. Гибридное буровое долото по п.10, в котором упомянутый по меньшей мере один из неподвижных режущих элементов расположен в пределах приблизительно 0,040 дюйма от осевого центра.
13. Долото гибридного типа для бурения скважин, содержащее
корпус долота с осевым центром и радиально наиболее удаленной от центра калибрующей поверхностью,
по меньшей мере одну неподвижную лопасть, простирающуюся в осевом направлении вниз от корпуса долота,
по меньшей мере одну шарошку, смонтированную с возможностью вращения на корпусе долота,
по меньшей мере один режущий элемент шарошки, расположенный на шарошке и радиально удаленный от центральной оси корпуса долота, и
множество режущих элементов неподвижной лопасти, расположенных в один ряд на передней кромке неподвижной лопасти, который простирается от радиально наиболее удаленной калибрующей области неподвижной лопасти до конической области неподвижной лопасти, расположенной в непосредственной близости от осевого центра,
причем скоблящее действие режущих элементов неподвижной лопасти приводит к разрушению породы в конической и калибрующей областях, а дробящее действие режущего элемента шарошки сочетается со скоблящим действием режущих элементов неподвижной лопасти в промежутке между конической и калибрующей областями.
14. Долото для бурения скважин по п.13, в котором режущие элементы шарошки представляют собой множество вставок из карбида вольфрама, расположенных кольцевыми рядами на каждой шарошке.
15. Долото для бурения скважин по п.13, в котором по меньшей мере один участок одного из режущих элементов неподвижной лопасти расположен в пределах 0,040 дюйма от осевого центра корпуса долота и приспособлен для резания породы по осевому центру.
16. Долото для бурения скважин по п.13, в котором режущие элементы неподвижной лопасти сформированы, по меньшей мере частично, из поликристаллического алмаза.
17. Долото для бурения скважин по п.13, в котором режущие элементы шарошки и неподвижные режущие элементы комбинируются для образования режущего профиля, простирающегося от осевого центра до радиально наиболее удаленного от центра периметра относительно оси, неподвижные режущие элементы образуют целостный режущий профиль у осевого центра и радиально наиболее удаленного от центра периметра, и режущие элементы шарошки перекрывают режущий профиль неподвижных режущих элементов между осевым центром и радиально наиболее удаленным от центра периметром.
18. Долото гибридного типа для бурения скважин, содержащее
корпус долота с осевым центром и радиально наиболее удаленной от центра калибрующей областью,
по меньшей мере одну лапу долота, простирающуюся в осевом направлении вниз от корпуса долота,
по меньшей мере одну шарошку, смонтированную с возможностью вращения на лапе долота,
множество режущих элементов шарошки, расположенных на шарошке и радиально удаленных от осевого центра и калибрующей области корпуса долота, и
множество режущих элементов неподвижной лопасти, расположенных в один ряд на передней кромке неподвижной лопасти, простирающийся от калибрующей области корпуса долота до конической области, расположенной в непосредственной близости от осевого центра лопасти.
19. Долото для бурения скважин по п.18, в котором скоблящее действие режущих элементов неподвижной лопасти приводит к разрушению породы в конической и калибрующей областях, а дробящее действие режущих элементов шарошки сочетается со скоблящим действием режущих элементов неподвижной лопасти в промежутке между конической и калибрующей областями.
20. Долото для бурения скважин по п.18, в котором по меньшей мере один участок одного из неподвижных режущих элементов расположен в пределах 0,040 дюйма от осевого центра корпуса долота и приспособлен для резания породы по осевому центру.
21. Долото для бурения скважин по п.18, в котором режущие элементы неподвижной лопасти сформированы, по меньшей мере частично, из поликристаллического алмаза.
22. Долото для бурения скважин по п.18, в котором режущие элементы шарошки представляют собой множество вставок из карбида вольфрама, расположенных кольцевыми рядами на каждой шарошке.
23. Долото для бурения скважин, содержащее
корпус долота с центральной осью и радиально наиболее удаленной от центра калибрующей поверхностью,
по меньшей мере одну неподвижную лопасть, имеющую переднюю и заднюю по отношению к направлению вращения кромки и простирающуюся от корпуса долота в осевом направлении и в основном радиально от участка, непосредственно примыкающего к центральной оси, до радиально наиболее удаленной калибрующей поверхности,
множество режущих элементов неподвижной лопасти, установленных на передней кромке по меньшей мере одной неподвижной лопасти в точках, расположенных на протяжении от участка, непосредственно примыкающего к центральной оси, до радиально наиболее удаленной калибрующей поверхности,
по меньшей мере одну шарошку, смонтированную с возможностью вращения на корпусе долота, и
множество режущих элементов, установленных по меньшей мере на одной шарошке, так что все режущие элементы этого множества находятся на удалении от центральной оси.
24. Долото для бурения скважин, содержащее
корпус долота с центральной осью,
режущий профиль, простирающийся в осевом направлении вниз от корпуса долота и включающий коническую область, носовую область, плечевую область и калибрующую область,
множество неподвижных режущих элементов режущего профиля, простирающихся от конической области, непосредственно примыкающей к центральной оси долота, до калибрующей области долота, и
множество вставок режущего профиля, расположенных по меньшей мере на одной шарошке исключительно в носовой и плечевой областях.
25. Долото для бурения скважин по п.24, дополнительно содержащее
по меньшей мере одну неподвижную лопасть, простирающуюся в осевом направлении вниз от корпуса долота, причем на передней, относительно направления вращения, кромке неподвижной лопасти расположены неподвижные режущие элементы,
по меньшей мере одну лапу долота, простирающуюся в осевом направлении вниз от корпуса долота, на которой с возможностью вращения смонтирована шарошка.
26. Долото для бурения скважин по п.25, в котором по меньшей мере один участок одного из режущих элементов неподвижной лопасти расположен в пределах 0,040 дюйма от осевого центра корпуса долота и приспособлен для резания породы по осевому центру.
27. Способ подземного бурения, включающий:
обеспечивание вращения бурового долота относительно пласта горной породы под весом, приложенным к долоту,
бурение ствола скважины в центральной конической области и в области калибрования с использованием только неподвижных режущих элементов, и
бурение других участков ствола скважины, простирающихся радиально между конической областью и участком калибрования с использованием как неподвижных, так и подвижных режущих элементов.
28. Долото для бурения скважин, содержащее
корпус долота с центральной осью и по меньшей мере одной неподвижной лопастью, простирающейся в осевом направлении от корпуса долота и имеющей радиально наиболее удаленную калибрующую поверхность,
множество режущих элементов неподвижной лопасти, расположенных от калибрующей поверхности до в основном центральной оси корпуса долота с возможностью удаления породы в центре и у стенок ствола скважины в ходе бурения, и по меньшей мере одну шарошку, смонтированную с возможностью вращения на корпусе долота и содержащую множество режущих элементов шарошки, расположение которых на шарошке обеспечивает удаление породы между центром и стенками ствола скважины в ходе бурения.
29. Долото для бурения скважин по п.28, в котором по меньшей мере один участок одного из режущих элементов неподвижной лопасти расположен в пределах 0,040 дюйма от осевого центра корпуса долота и приспособлен для резания породы по осевому центру.
30. Долото для бурения скважин, содержащее
корпус долота с центральной осью и по меньшей мере одной неподвижной лопастью, простирающейся в осевом направлении от корпуса долота и имеющей радиально наиболее удаленную калибрующую поверхность,
множество режущих элементов неподвижной лопасти, расположенных от калибрующей поверхности до в основном центральной оси корпуса долота с возможностью удаления породы в центре и у стенок ствола скважины в ходе бурения, и по меньшей мере одну шарошку, смонтированную с возможностью вращения на корпусе долота и содержащую множество режущих элементов шарошки, расположение которых на шарошке обеспечивает в основном конгруэнтность с режущими элементами неподвижной лопасти по меньшей мере в наиболее удаленной в осевом направлении носовой области с целью удаления породы между центром и стенками ствола скважины в ходе бурения.
31. Долото для бурения скважин по п.30, в котором по меньшей мере один участок одного из режущих элементов неподвижной лопасти расположен в пределах 0,040 дюйма от осевого центра корпуса долота и приспособлен для резания породы по осевому центру.
32. Долото для бурения скважин, содержащее
корпус долота, конфигурация верхней части которого обеспечивает соединение с буровой колонной, причем корпус долота имеет центральную ось и радиально наиболее удаленную от центра калибрующую поверхность,
по меньшей мере одну неподвижную лопасть, простирающуюся вниз от корпуса долота в осевом направлении и имеющую переднюю и заднюю кромки,
по меньшей мере одну шарошку, смонтированную с возможностью вращения на корпусе долота и имеющую переднюю и заднюю стороны,
по меньшей мере одну промывочную насадку, смонтированную в корпусе долота в непосредственной близости от центральной оси с возможностью направления потока закачиваемого под давлением бурового раствора между передней кромкой неподвижной лопасти и задней стороной шарошки,
множество режущих элементов шарошки, расположенных на шарошке и радиально смещенных относительно центральной оси корпуса долота, и
множество режущих элементов неподвижной лопасти, расположенных на передней кромке неподвижной лопасти, причем по меньшей мере один из неподвижных режущих элементов расположен в непосредственной близости от центральной оси долота.
33. Долото для бурения скважин по п.32, в котором режущие элементы шарошки и неподвижные режущие элементы комбинируются для образования режущего профиля, простирающегося в основном от центральной оси до калибрующей поверхности корпуса долота, режущие элементы неподвижной лопасти образуют значительный участок режущего профиля у центральной оси и калибрующей поверхности, и режущие элементы шарошки перекрывают режущий профиль режущих элементов неподвижной лопасти между осевым центром и калибрующей поверхностью.
34. Долото для бурения скважин по п.32, дополнительно содержащее вырез, образованный между задней стороной шарошки, передней кромкой неподвижной лопасти и частью корпуса долота и обеспечивающий пространство для выноса раздробленного материала пласта, причем данный вырез имеет по меньшей мере один угловой размер, равный или превышающий размер зазора между передней стороной шарошки и задней кромкой неподвижной лопасти.
35. Долото для бурения скважин по п.32, содержащее
по меньшей мере одну промывочную насадку неподвижной лопасти, расположенную в непосредственной близости от осевого центра корпуса долота с возможностью направления потока бурового раствора на режущие элементы неподвижной лопасти, и
по меньшей мере одну промывочную насадку шарошки, смещенную относительно осевого центра корпуса долота с возможностью направления потока бурового раствора на шарошку.
36. Долото для бурения скважин по п.32, в котором по меньшей мере один из режущих элементов неподвижной лопасти расположен в пределах 0,040 дюйма от центральной оси.
37. Долото для бурения скважин, содержащее
корпус долота, конфигурация верхней части которого обеспечивает соединение с буровой колонной и который имеет центральную ось и радиально наиболее удаленную от центра калибрующую поверхность,
по меньшей мере одну неподвижную лопасть, простирающуюся вниз от корпуса долота в осевом направлении и имеющую переднюю и заднюю кромки,
по меньшей мере одну шарошку, смонтированную с возможностью вращения на корпусе долота и имеющую переднюю и заднюю стороны,
по меньшей мере одну промывочную насадку, смонтированную в корпусе долота с возможностью направления потока закачиваемого под давлением бурового раствора из буровой колонны по меньшей мере к одной шарошке и неподвижной лопасти,
множество режущих элементов шарошки, расположенных на шарошке и радиально смещенных относительно центральной оси корпуса долота,
множество режущих элементов неподвижной лопасти, расположенных на передней кромке неподвижной лопасти, причем по меньшей мере один из неподвижных режущих элементов расположен в непосредственной близости от центральной оси корпуса долота, и
по меньшей мере один вырез, образованный между задней стороной шарошки, передней кромкой лопасти и частью корпуса долота и обеспечивающий пространство для выноса пластового материала, выработанного долотом.
38. Долото для бурения скважин по п.37, содержащее по меньшей мере одну промывочную насадку неподвижной лопасти, расположенную в непосредственной близости от осевого центра корпуса долота с возможностью направления потока бурового раствора на режущие элементы неподвижной лопасти, и
по меньшей мере одну промывочную насадку шарошки, смещенную относительно осевого центра корпуса долота с возможностью направления потока бурового раствора на шарошку.
39. Долото для бурения скважин по п.37, в котором по меньшей мере один из неподвижных режущих элементов расположен в пределах приблизительно 0,040 дюйма от осевого центра.
40. Долото для бурения скважин по п.37, в котором режущие элементы шарошки и режущие элементы неподвижной лопасти комбинируются для образования режущего профиля, простирающегося в основном от центральной оси до калибрующей поверхности корпуса долота, режущие элементы неподвижной лопасти образуют значительный участок режущего профиля у центральной оси и калибрующей поверхности, и режущие элементы шарошки перекрывают режущий профиль режущих элементов неподвижной лопасти между осевым центром и калибрующей поверхностью.
41. Долото для бурения скважин, содержащее
корпус долота, конфигурация верхней части которого обеспечивает соединение с буровой колонной и который имеет центральную ось и радиально наиболее удаленную от центра калибрующую поверхность,
по меньшей мере одну неподвижную лопасть, простирающуюся вниз от корпуса долота в осевом направлении и имеющую переднюю и заднюю кромки,
по меньшей мере одну шарошку, смонтированную с возможностью вращения на корпусе долота и имеющую переднюю и заднюю стороны,
по меньшей мере одну промывочную насадку неподвижной лопасти, расположенную в непосредственной близости от осевого центра корпуса долота с возможностью направления потока бурового раствора к режущим элементам неподвижной лопасти,
по меньшей мере одну промывочную насадку шарошки, смещенную относительно осевого центра корпуса долота и имеющую расположение, позволяющее направить поток бурового раствора к шарошке,
множество режущих элементов шарошки, расположенных на шарошке и радиально смещенных относительно центральной оси корпуса долота,
множество режущих элементов неподвижной лопасти, расположенных на передней кромке неподвижной лопасти, причем по меньшей мере один из неподвижных режущих элементов расположен в непосредственной близости от центральной оси корпуса долота для удаления пластового материала по осевому центру, и
по меньшей мере один вырез, образованный между задней стороной шарошки, передней кромкой лопасти и частью корпуса долота, и обеспечивающий пространство для выноса пластового материала, причем данный вырез имеет по меньшей мере один угловой размер, равный или превышающий размер зазора между передней стороной шарошки и задней кромкой неподвижной лопасти.
42. Долото для бурения скважин по п.41, в котором режущие элементы шарошки и режущие элементы неподвижной лопасти комбинируются для образования режущего профиля, простирающегося в основном от центральной оси до калибрующей поверхности корпуса долота, режущие элементы неподвижной лопасти образуют значительный участок режущего профиля у центральной оси и калибрующей поверхности, и режущие элементы шарошки перекрывают режущий профиль режущих элементов неподвижной лопасти между осевым центром и калибрующей поверхностью.
43. Долото для бурения скважин, содержащее
корпус долота, имеющий в его верхней части средство соединения с буровой колонной, а также центральную ось и радиально наиболее удаленную от центра калибрующую поверхность,
по меньшей мере одну неподвижную лопасть, простирающуюся вниз от корпуса долота в осевом направлении и имеющую переднюю и заднюю кромки,
по меньшей мере одну шарошку, смонтированную с возможностью вращения на корпусе долота,
множество режущих элементов шарошки, расположенных на шарошке и радиально смещенных относительно центральной оси корпуса долота,
множество режущих элементов неподвижной лопасти, расположенных на передней кромке неподвижной лопасти, причем по меньшей мере один из режущих элементов неподвижной лопасти расположен в непосредственной близости от центральной оси корпуса долота, и
по меньшей мере один дублирующий режущий элемент, расположенный между передней и задней кромками по меньшей мере одной неподвижной лопасти.
44. Долото для бурения скважин по п.43, в котором каждый дублирующий режущий элемент выровнен с одним из режущих элементов на передней кромке лопасти.
45. Долото для бурения скважин по п.43, в котором вышеупомянутый по меньшей мере один из режущих элементов неподвижной лопасти расположен в пределах приблизительно 0,040 дюйма от осевого центра.
46. Долото для бурения скважин по п.43, содержащее множество дублирующих режущих элементов, расположенных на неподвижной лопасти по меньшей мере в один ряд, простирающийся в целом параллельно передней кромке лопасти.
47. Долото для бурения скважин по п.43, в котором режущие элементы шарошки и неподвижные режущие элементы комбинируются для образования режущего профиля, простирающегося в основном от центральной оси до калибрующей поверхности корпуса долота, режущие элементы неподвижной лопасти образуют значительный участок режущего профиля у центральной оси и калибрующей поверхности, и режущие элементы шарошки перекрывают режущий профиль неподвижных режущих элементов между осевым центром и калибрующей поверхностью.
48. Долото для бурения скважин, содержащее
корпус долота, конфигурация верхней части которого обеспечивает соединение с буровой колонной и который имеет центральную ось и радиально наиболее удаленную от центра калибрующую поверхность,
по меньшей мере одну неподвижную лопасть, простирающуюся вниз от корпуса долота в осевом направлении и имеющую переднюю и заднюю кромки,
по меньшей мере одну шарошку, смонтированную с возможностью вращения на корпусе долота,
множество режущих элементов шарошки, расположенных на шарошке и радиально смещенных относительно центральной оси корпуса долота,
множество режущих элементов неподвижной лопасти, расположенных на неподвижной лопасти, причем по меньшей мере один из режущих элементов неподвижной лопасти расположен в непосредственной близости от центральной оси корпуса долота, а другой режущий элемент неподвижной лопасти расположен в непосредственной близости от калибрующей поверхности корпуса долота, и
множество дублирующих режущих элементов, каждый из которых расположен между передней и задней кромками по меньшей мере одной неподвижной лопасти.
49. Долото для бурения скважин по п.48, в котором каждый дублирующий режущий элемент выровнен с одним из режущих элементов на передней кромке лопасти.
50. Долото для бурения скважин по п.48, в котором по меньшей мере один из режущих элементов неподвижной лопасти расположен в пределах приблизительно 0,040 дюйма от осевого центра.
51. Долото для бурения скважин по п.48, дополнительно содержащее множество дублирующих режущих элементов, расположенных по меньшей мере в один ряд, простирающийся в целом параллельно передней кромке лопасти.
52. Долото для бурения скважин по п.48, в котором режущие элементы шарошки и неподвижные режущие элементы комбинируются для образования режущего профиля, простирающегося в основном от центральной оси до калибрующей поверхности корпуса долота, режущие элементы неподвижной лопасти образуют значительный участок режущего профиля у центральной оси и калибрующей поверхности, и режущие элементы шарошки перекрывают режущий профиль неподвижных режущих элементов между осевым центром и калибрующей поверхностью.
53. Долото для бурения скважин, содержащее
корпус долота с центральной осью и радиально наиболее удаленной от центра калибрующей поверхностью,
по меньшей мере одну неподвижную лопасть, имеющую относительно направления вращения переднюю и заднюю кромки и простирающуюся от корпуса долота в осевом направлении и в целом радиально от непосредственно примыкающего к центральной оси участка до радиально наиболее удаленной калибрующей поверхности,
множество режущих элементов неподвижной лопасти, установленных на передней кромке по меньшей мере одной неподвижной лопасти в точках, расположенных на протяжении от участка, непосредственно примыкающего к центральной оси, до радиально наиболее удаленной калибрующей поверхности,
по меньшей мере одну шарошку, смонтированную с возможностью вращения на корпусе долота, и
множество режущих элементов, установленных на по меньшей мере одной шарошке, так что все режущие элементы этого множества находятся на удалении от центральной оси.
54. Долото для бурения скважин, содержащее
корпус долота, конфигурация верхней части которого обеспечивает соединение с буровой колонной, причем корпус долота имеет центральную ось и радиально наиболее удаленную от центра калибрующую поверхность,
по меньшей мере одну неподвижную лопасть, простирающуюся вниз от корпуса долота в осевом направлении и имеющую переднюю и заднюю кромки,
по меньшей мере одну шарошку, смонтированную с возможностью вращения на корпусе долота,
множество режущих элементов шарошки, расположенных на шарошке и радиально смещенных относительно центральной оси корпуса долота,
множество режущих элементов неподвижной лопасти, расположенных на неподвижной лопасти, причем по меньшей мере один из режущих элементов неподвижной лопасти расположен в непосредственной близости от центральной оси корпуса долота, а другой режущий элемент неподвижной лопасти расположен в непосредственной близости от калибрующей поверхности корпуса долота,
причем режущие элементы шарошки и неподвижные режущие элементы комбинируются для образования режущего профиля, простирающегося в основном от центральной оси до калибрующей поверхности корпуса долота и имеющего коническую область, определяющую выбранный угол относительно горизонтали, и линию, связывающую коническую область с калибрующей областью, совпадающей с калибрующей поверхностью корпуса долота, причем данная линия направлена по касательной к калибрующей поверхности корпуса долота.
55. Долото для бурения скважин по п.54, в котором упомянутая линия имеет единый радиус кривизны.
56. Долото для бурения скважин по п.54, в котором упомянутая линия имеет составной радиус кривизны, определяемый носовым и плечевым участками, каждый из которых имеет радиус кривизны, отличный от другого.
57. Долото для бурения скважин по п.54, в котором режущие элементы шарошки и режущие элементы неподвижной лопасти имеют расположение и конфигурацию, обеспечивающие вырезание по существу конгруэнтной поверхности в носовой и плечевой областях режущего профиля.
RU2009140371/03A 2007-04-05 2008-04-04 Гибридное буровое долото и способ бурения RU2009140371A (ru)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/784,025 2007-04-05
US11/784,025 US7841426B2 (en) 2007-04-05 2007-04-05 Hybrid drill bit with fixed cutters as the sole cutting elements in the axial center of the drill bit
US12/061,536 2008-04-02
US12/061,536 US7845435B2 (en) 2007-04-05 2008-04-02 Hybrid drill bit and method of drilling

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2009140371A true RU2009140371A (ru) 2011-05-10

Family

ID=39639198

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009140371/03A RU2009140371A (ru) 2007-04-05 2008-04-04 Гибридное буровое долото и способ бурения

Country Status (9)

Country Link
US (1) US7845435B2 (ru)
EP (1) EP2156002B1 (ru)
CN (1) CN101765695A (ru)
AT (1) ATE487020T1 (ru)
DE (1) DE602008003332D1 (ru)
MX (1) MX2009010519A (ru)
PL (1) PL2156002T3 (ru)
RU (1) RU2009140371A (ru)
WO (1) WO2008124572A1 (ru)

Families Citing this family (77)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9574405B2 (en) 2005-09-21 2017-02-21 Smith International, Inc. Hybrid disc bit with optimized PDC cutter placement
US7845435B2 (en) 2007-04-05 2010-12-07 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit and method of drilling
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
US8678111B2 (en) 2007-11-16 2014-03-25 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit and design method
US20090272582A1 (en) * 2008-05-02 2009-11-05 Baker Hughes Incorporated Modular hybrid drill bit
US7819208B2 (en) 2008-07-25 2010-10-26 Baker Hughes Incorporated Dynamically stable hybrid drill bit
US9439277B2 (en) 2008-10-23 2016-09-06 Baker Hughes Incorporated Robotically applied hardfacing with pre-heat
US8450637B2 (en) 2008-10-23 2013-05-28 Baker Hughes Incorporated Apparatus for automated application of hardfacing material to drill bits
WO2010053710A2 (en) 2008-10-29 2010-05-14 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for robotic welding of drill bits
US8047307B2 (en) 2008-12-19 2011-11-01 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit with secondary backup cutters positioned with high side rake angles
US20100155146A1 (en) 2008-12-19 2010-06-24 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit with high pilot-to-journal diameter ratio
WO2010078131A2 (en) 2008-12-31 2010-07-08 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for automated application of hardfacing material to rolling cutters of hybrid-type earth boring drill bits, hybrid drill bits comprising such hardfaced steel-toothed cutting elements, and methods of use thereof
US20100163310A1 (en) * 2008-12-31 2010-07-01 Baker Hughes Incorporated Method of manufacturing and repairing fixed-cutter drag-type rotary tools with cutting control structures
US8141664B2 (en) * 2009-03-03 2012-03-27 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit with high bearing pin angles
US8056651B2 (en) * 2009-04-28 2011-11-15 Baker Hughes Incorporated Adaptive control concept for hybrid PDC/roller cone bits
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
US20110005841A1 (en) * 2009-07-07 2011-01-13 Baker Hughes Incorporated Backup cutting elements on non-concentric reaming tools
US8955413B2 (en) 2009-07-31 2015-02-17 Smith International, Inc. Manufacturing methods for high shear roller cone bits
US8672060B2 (en) 2009-07-31 2014-03-18 Smith International, Inc. High shear roller cone drill bits
EP2478177A2 (en) 2009-09-16 2012-07-25 Baker Hughes Incorporated External, divorced pdc bearing assemblies for hybrid drill bits
US8191635B2 (en) * 2009-10-06 2012-06-05 Baker Hughes Incorporated Hole opener with hybrid reaming section
US8448724B2 (en) 2009-10-06 2013-05-28 Baker Hughes Incorporated Hole opener with hybrid reaming section
US20110100714A1 (en) * 2009-10-29 2011-05-05 Moss William A Backup cutting elements on non-concentric earth-boring tools and related methods
US8505634B2 (en) * 2009-12-28 2013-08-13 Baker Hughes Incorporated Earth-boring tools having differing cutting elements on a blade and related methods
WO2011084944A2 (en) * 2010-01-05 2011-07-14 Smith International, Inc. High-shear roller cone and pdc hybrid bit
WO2011097575A2 (en) * 2010-02-05 2011-08-11 Baker Hughes Incorporated Shaped cutting elements on drill bits and other earth-boring tools, and methods of forming same
US8534392B2 (en) * 2010-02-22 2013-09-17 Baker Hughes Incorporated Composite cutting/milling tool having differing cutting elements and method for making the same
US20110290560A1 (en) 2010-06-01 2011-12-01 Baker Hughes Incorporated Early wear detection
US8851207B2 (en) 2011-05-05 2014-10-07 Baker Hughes Incorporated Earth-boring tools and methods of forming such earth-boring tools
CN105507817B (zh) 2010-06-29 2018-05-22 贝克休斯公司 具有防钻头循旧槽结构的混合式钻头
CN101892810B (zh) * 2010-07-16 2012-07-25 西南石油大学 一种以切削方式破岩的复合式钻头
SA111320671B1 (ar) 2010-08-06 2015-01-22 بيكر هوغيس انكور عوامل القطع المشكلة لادوات ثقب الارض و ادوات ثقب الارض شاملة عوامل القطع هذه و الطرق المختصة بها
US8978786B2 (en) 2010-11-04 2015-03-17 Baker Hughes Incorporated System and method for adjusting roller cone profile on hybrid bit
PL2673451T3 (pl) 2011-02-11 2015-11-30 Baker Hughes Inc System i sposób utrzymywania łap w hybrydowych świdrach
US9782857B2 (en) 2011-02-11 2017-10-10 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit having increased service life
KR20140033357A (ko) * 2011-03-28 2014-03-18 다이아몬드 이노베이션즈, 인크. 수정된 표면을 가지는 절삭 요소
CN102434105B (zh) * 2011-11-30 2015-06-24 四川深远石油钻井工具股份有限公司 具有旋切破岩功能的复合钻头
US20130098688A1 (en) * 2011-10-18 2013-04-25 Smith International, Inc. Drill bits having rotating cutting structures thereon
US9353575B2 (en) 2011-11-15 2016-05-31 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bits having increased drilling efficiency
CN102392605A (zh) * 2011-11-30 2012-03-28 四川深远石油钻井工具有限公司 Pdc钻头与旋切钻头形成的复合钻头
CN102400646B (zh) * 2011-11-30 2015-05-20 四川深远石油钻井工具股份有限公司 旋切钻头与牙轮钻头形成的复合钻头
CN102392603B (zh) * 2011-11-30 2015-05-20 四川深远石油钻井工具股份有限公司 旋切钻头与pdc刀翼形成的复合钻头
EP2812523B1 (en) 2012-02-08 2019-08-07 Baker Hughes, a GE company, LLC Shaped cutting elements for earth-boring tools and earth-boring tools including such cutting elements
AU2013226327B2 (en) * 2012-03-02 2016-06-30 National Oilwell Varco, L.P. Inner gauge ring drill bit
CN103015899B (zh) * 2012-12-19 2015-07-29 江汉石油钻头股份有限公司 一种强化心部切削功能的混合钻头
GB201302379D0 (en) 2013-01-16 2013-03-27 Nov Downhole Eurasia Ltd Drill bit
US9482058B2 (en) * 2013-06-12 2016-11-01 Smith International, Inc. Cutting structures and structures for retaining the same
US9695642B2 (en) 2013-11-12 2017-07-04 Halliburton Energy Services, Inc. Proximity detection using instrumented cutting elements
CN103758458B (zh) * 2014-01-10 2015-12-30 西南石油大学 一种混合式单牙轮钻头
CN103939022B (zh) * 2014-04-10 2015-12-16 河北驰恒钻头制造有限公司 一种pdc钻头与牙轮钻头联合破岩的组合钻头
WO2015178908A1 (en) * 2014-05-22 2015-11-26 Halliburton Energy Services, Inc. Hybrid bit with blades and discs
MX2016015278A (es) 2014-05-23 2017-03-03 Baker Hughes Inc Broca hibrida con elementos de cono de rodillo unidos mecanicamente.
US11428050B2 (en) 2014-10-20 2022-08-30 Baker Hughes Holdings Llc Reverse circulation hybrid bit
CN106194033A (zh) * 2015-05-06 2016-12-07 成都百施特金刚石钻头有限公司 混合式井下钻井钻头
WO2017014730A1 (en) * 2015-07-17 2017-01-26 Halliburton Energy Services, Inc. Hybrid drill bit with counter-rotation cutters in center
CN105113995A (zh) * 2015-08-10 2015-12-02 宝鸡石油机械有限责任公司 一种强化心部破岩能力的复合钻头
US10519720B2 (en) 2016-02-18 2019-12-31 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Bearings for downhole tools, downhole tools incorporating such bearings, and related methods
US10119335B2 (en) 2016-02-18 2018-11-06 Baker Hughes Incorporated Bearings for downhole tools, downhole tools incorporating such bearings, and related methods
CA3010583A1 (en) 2016-02-26 2017-08-31 Halliburton Energy Services, Inc. Hybrid drill bit with axially adjustable counter-rotation cutters in center
US10196859B2 (en) 2016-03-04 2019-02-05 Baker Hughes Incorporated Drill bits, rotatable cutting structures, cutting structures having adjustable rotational resistance, and related methods
CN109415926A (zh) * 2016-07-22 2019-03-01 哈利伯顿能源服务公司 具有支承元件的滚动元件组件
CA2974075A1 (en) * 2016-08-09 2018-02-09 Varel International Ind., L.P. Durable rock bit for blast hole drilling
CN106285490A (zh) * 2016-08-30 2017-01-04 宝鸡石油机械有限责任公司 一种牙轮布置在刀翼上的复合钻头
CN106869802B (zh) * 2017-04-27 2023-10-27 西南石油大学 一种复合破岩机构和一种长寿命复合钻头
CN108798514B (zh) * 2017-04-27 2024-01-05 西南石油大学 一种定向钻井金刚石钻头
US10995557B2 (en) 2017-11-08 2021-05-04 Halliburton Energy Services, Inc. Method of manufacturing and designing a hybrid drill bit
US10907414B2 (en) * 2017-11-09 2021-02-02 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Earth boring tools having fixed blades and varying sized rotatable cutting structures and related methods
CN110359856A (zh) * 2018-02-10 2019-10-22 西南石油大学 具有旋转缓冲结构的复合式金刚石钻头
US10801266B2 (en) * 2018-05-18 2020-10-13 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Earth-boring tools having fixed blades and rotatable cutting structures and related methods
CN108952583B (zh) * 2018-07-03 2019-10-11 中国石油大学(北京) 复合旋切式pdc钻头
CN109505521A (zh) * 2019-01-25 2019-03-22 沧州格锐特钻头有限公司 一种三刀翼pdc与三牙轮齿的组合钻头
CN114402115A (zh) 2019-05-21 2022-04-26 斯伦贝谢技术有限公司 混合钻头
US11321506B2 (en) * 2019-09-17 2022-05-03 Regents Of The University Of Minnesota Fast algorithm to simulate the response of PDC bits
CN112554801A (zh) * 2019-09-26 2021-03-26 西南石油大学 一种带有刀翼加强结构的复合钻头
CN110792397B (zh) * 2019-12-11 2022-05-13 西南石油大学 一种复合钻头
CN116601371A (zh) 2020-09-29 2023-08-15 斯伦贝谢技术有限公司 混合钻头

Family Cites Families (162)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US930759A (en) 1908-11-20 1909-08-10 Howard R Hughes Drill.
US1874066A (en) 1930-04-28 1932-08-30 Floyd L Scott Combination rolling and scraping cutter drill
US1932487A (en) 1930-07-11 1933-10-31 Hughes Tool Co Combination scraping and rolling cutter drill
US1879127A (en) 1930-07-21 1932-09-27 Hughes Tool Co Combination rolling and scraping cutter bit
US2030722A (en) 1933-12-01 1936-02-11 Hughes Tool Co Cutter assembly
US2198849A (en) 1938-06-09 1940-04-30 Reuben L Waxler Drill
US2216894A (en) 1939-10-12 1940-10-08 Reed Roller Bit Co Rock bit
US2297157A (en) 1940-11-16 1942-09-29 Mcclinton John Drill
US2719026A (en) 1952-04-28 1955-09-27 Reed Roller Bit Co Earth boring drill
US3010708A (en) 1960-04-11 1961-11-28 Goodman Mfg Co Rotary mining head and core breaker therefor
US3055443A (en) 1960-05-31 1962-09-25 Jersey Prod Res Co Drill bit
US3174564A (en) 1963-06-10 1965-03-23 Hughes Tool Co Combination core bit
US3269469A (en) 1964-01-10 1966-08-30 Hughes Tool Co Solid head rotary-percussion bit with rolling cutters
US3424258A (en) 1966-11-16 1969-01-28 Japan Petroleum Dev Corp Rotary bit for use in rotary drilling
USRE28625E (en) 1970-08-03 1975-11-25 Rock drill with increased bearing life
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
US4140189A (en) 1977-06-06 1979-02-20 Smith International, Inc. Rock bit with diamond reamer to maintain gage
US4270812A (en) 1977-07-08 1981-06-02 Thomas Robert D Drill bit bearing
US4285409A (en) 1979-06-28 1981-08-25 Smith International, Inc. Two cone bit with extended diamond cutters
US4527637A (en) 1981-05-11 1985-07-09 Bodine Albert G Cycloidal drill bit
US4293048A (en) 1980-01-25 1981-10-06 Smith International, Inc. Jet dual bit
US4343371A (en) 1980-04-28 1982-08-10 Smith International, Inc. Hybrid rock bit
US4369849A (en) 1980-06-05 1983-01-25 Reed Rock Bit Company Large diameter oil well drilling bit
US4359112A (en) 1980-06-19 1982-11-16 Smith International, Inc. Hybrid diamond insert platform locator and retention method
US4320808A (en) 1980-06-24 1982-03-23 Garrett Wylie P Rotary drill bit
US4410284A (en) 1982-04-22 1983-10-18 Smith International, Inc. Composite floating element thrust bearing
US4444281A (en) 1983-03-30 1984-04-24 Reed Rock Bit Company Combination drag and roller cutter drill bit
WO1985002223A1 (en) * 1983-11-18 1985-05-23 Rock Bit Industries U.S.A., Inc. Hybrid rock bit
US5028177A (en) 1984-03-26 1991-07-02 Eastman Christensen Company Multi-component cutting element using triangular, rectangular and higher order polyhedral-shaped polycrystalline diamond disks
US4726718A (en) 1984-03-26 1988-02-23 Eastman Christensen Co. Multi-component cutting element using triangular, rectangular and higher order polyhedral-shaped polycrystalline diamond disks
AU3946885A (en) 1984-03-26 1985-10-03 Norton Christensen Inc. Cutting element using polycrystalline diamond disks
US4572306A (en) 1984-12-07 1986-02-25 Dorosz Dennis D E Journal bushing drill bit construction
US4738322A (en) 1984-12-21 1988-04-19 Smith International Inc. Polycrystalline diamond bearing system for a roller cone rock bit
US4657091A (en) 1985-05-06 1987-04-14 Robert Higdon Drill bits with cone retention means
US4664705A (en) 1985-07-30 1987-05-12 Sii Megadiamond, Inc. Infiltrated thermally stable polycrystalline diamond
GB8528894D0 (en) 1985-11-23 1986-01-02 Nl Petroleum Prod Rotary drill bits
US4690228A (en) 1986-03-14 1987-09-01 Eastman Christensen Company Changeover bit for extended life, varied formations and steady wear
US5030276A (en) 1986-10-20 1991-07-09 Norton Company Low pressure bonding of PCD bodies and method
US5116568A (en) 1986-10-20 1992-05-26 Norton Company Method for low pressure bonding of PCD bodies
US4943488A (en) 1986-10-20 1990-07-24 Norton Company Low pressure bonding of PCD bodies and method for drill bits and the like
US4727942A (en) 1986-11-05 1988-03-01 Hughes Tool Company Compensator for earth boring bits
US4765205A (en) 1987-06-01 1988-08-23 Bob Higdon Method of assembling drill bits and product assembled thereby
CA1270479A (en) 1987-12-14 1990-06-19 Jerome Labrosse Tubing bit opener
USRE37450E1 (en) 1988-06-27 2001-11-20 The Charles Machine Works, Inc. Directional multi-blade boring head
US5027912A (en) 1988-07-06 1991-07-02 Baker Hughes Incorporated Drill bit having improved cutter configuration
US4874047A (en) 1988-07-21 1989-10-17 Cummins Engine Company, Inc. Method and apparatus for retaining roller cone of drill bit
US4875532A (en) 1988-09-19 1989-10-24 Dresser Industries, Inc. Roller drill bit having radial-thrust pilot bushing incorporating anti-galling material
US4892159A (en) 1988-11-29 1990-01-09 Exxon Production Research Company Kerf-cutting apparatus and method for improved drilling rates
NO169735C (no) 1989-01-26 1992-07-29 Geir Tandberg Kombinasjonsborekrone
GB8907618D0 (en) 1989-04-05 1989-05-17 Morrison Pumps Sa Drilling
US4932484A (en) 1989-04-10 1990-06-12 Amoco Corporation Whirl resistant bit
US4953641A (en) 1989-04-27 1990-09-04 Hughes Tool Company Two cone bit with non-opposite cones
US4936398A (en) 1989-07-07 1990-06-26 Cledisc International B.V. Rotary drilling device
US5049164A (en) 1990-01-05 1991-09-17 Norton Company Multilayer coated abrasive element for bonding to a backing
US4991671A (en) 1990-03-13 1991-02-12 Camco International Inc. Means for mounting a roller cutter on a drill bit
US4984643A (en) 1990-03-21 1991-01-15 Hughes Tool Company Anti-balling earth boring bit
US5224560A (en) 1990-10-30 1993-07-06 Modular Engineering Modular drill bit
US5145017A (en) 1991-01-07 1992-09-08 Exxon Production Research Company Kerf-cutting apparatus for increased drilling rates
US5941322A (en) 1991-10-21 1999-08-24 The Charles Machine Works, Inc. Directional boring head with blade assembly
US5238074A (en) 1992-01-06 1993-08-24 Baker Hughes Incorporated Mosaic diamond drag bit cutter having a nonuniform wear pattern
US5287936A (en) 1992-01-31 1994-02-22 Baker Hughes Incorporated Rolling cone bit with shear cutting gage
US5346026A (en) 1992-01-31 1994-09-13 Baker Hughes Incorporated Rolling cone bit with shear cutting gage
US5467836A (en) 1992-01-31 1995-11-21 Baker Hughes Incorporated Fixed cutter bit with shear cutting gage
NO176528C (no) 1992-02-17 1995-04-19 Kverneland Klepp As Anordning ved borekroner
EP0569663A1 (en) 1992-05-15 1993-11-18 Baker Hughes Incorporated Improved anti-whirl drill bit
US5558170A (en) 1992-12-23 1996-09-24 Baroid Technology, Inc. Method and apparatus for improving drill bit stability
US5289889A (en) 1993-01-21 1994-03-01 Marvin Gearhart Roller cone core bit with spiral stabilizers
US5429200A (en) 1994-03-31 1995-07-04 Dresser Industries, Inc. Rotary drill bit with improved cutter
US5452771A (en) 1994-03-31 1995-09-26 Dresser Industries, Inc. Rotary drill bit with improved cutter and seal protection
US5606895A (en) 1994-08-08 1997-03-04 Dresser Industries, Inc. Method for manufacture and rebuild a rotary drill bit
US5439068B1 (en) 1994-08-08 1997-01-14 Dresser Ind Modular rotary drill bit
US5513715A (en) 1994-08-31 1996-05-07 Dresser Industries, Inc. Flat seal for a roller cone rock bit
US5547033A (en) 1994-12-07 1996-08-20 Dresser Industries, Inc. Rotary cone drill bit and method for enhanced lifting of fluids and cuttings
US5755297A (en) 1994-12-07 1998-05-26 Dresser Industries, Inc. Rotary cone drill bit with integral stabilizers
US5553681A (en) 1994-12-07 1996-09-10 Dresser Industries, Inc. Rotary cone drill bit with angled ramps
US5593231A (en) 1995-01-17 1997-01-14 Dresser Industries, Inc. Hydrodynamic bearing
US5996713A (en) 1995-01-26 1999-12-07 Baker Hughes Incorporated Rolling cutter bit with improved rotational stabilization
US5570750A (en) 1995-04-20 1996-11-05 Dresser Industries, Inc. Rotary drill bit with improved shirttail and seal protection
US5641029A (en) 1995-06-06 1997-06-24 Dresser Industries, Inc. Rotary cone drill bit modular arm
US5695019A (en) 1995-08-23 1997-12-09 Dresser Industries, Inc. Rotary cone drill bit with truncated rolling cone cutters and dome area cutter inserts
USD384084S (en) 1995-09-12 1997-09-23 Dresser Industries, Inc. Rotary cone drill bit
US5695018A (en) 1995-09-13 1997-12-09 Baker Hughes Incorporated Earth-boring bit with negative offset and inverted gage cutting elements
US5904213A (en) 1995-10-10 1999-05-18 Camco International (Uk) Limited Rotary drill bits
US5862871A (en) 1996-02-20 1999-01-26 Ccore Technology & Licensing Limited, A Texas Limited Partnership Axial-vortex jet drilling system and method
AU726959B2 (en) 1996-03-01 2000-11-30 Tiger 19 Partners, Ltd Cantilevered hole opener
US5642942A (en) 1996-03-26 1997-07-01 Smith International, Inc. Thrust plugs for rotary cone air bits
US6390210B1 (en) 1996-04-10 2002-05-21 Smith International, Inc. Rolling cone bit with gage and off-gage cutter elements positioned to separate sidewall and bottom hole cutting duty
US5904212A (en) 1996-11-12 1999-05-18 Dresser Industries, Inc. Gauge face inlay for bit hardfacing
BE1010801A3 (fr) 1996-12-16 1999-02-02 Dresser Ind Outil de forage et/ou de carottage.
BE1010802A3 (fr) 1996-12-16 1999-02-02 Dresser Ind Tete de forage.
US5944125A (en) 1997-06-19 1999-08-31 Varel International, Inc. Rock bit with improved thrust face
US6095265A (en) 1997-08-15 2000-08-01 Smith International, Inc. Impregnated drill bits with adaptive matrix
US6173797B1 (en) 1997-09-08 2001-01-16 Baker Hughes Incorporated Rotary drill bits for directional drilling employing movable cutters and tandem gage pad arrangement with active cutting elements and having up-drill capability
EP1051561B1 (en) 1998-01-26 2003-08-06 Halliburton Energy Services, Inc. Rotary cone drill bit with enhanced thrust bearing flange
US6260635B1 (en) 1998-01-26 2001-07-17 Dresser Industries, Inc. Rotary cone drill bit with enhanced journal bushing
US6109375A (en) 1998-02-23 2000-08-29 Dresser Industries, Inc. Method and apparatus for fabricating rotary cone drill bits
US6568490B1 (en) 1998-02-23 2003-05-27 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for fabricating rotary cone drill bits
EP1066447B1 (en) 1998-03-26 2004-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Rotary cone drill bit with improved bearing system
US6206116B1 (en) 1998-07-13 2001-03-27 Dresser Industries, Inc. Rotary cone drill bit with machined cutting structure
US20040045742A1 (en) 2001-04-10 2004-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. Force-balanced roller-cone bits, systems, drilling methods, and design methods
US6241036B1 (en) 1998-09-16 2001-06-05 Baker Hughes Incorporated Reinforced abrasive-impregnated cutting elements, drill bits including same
US6401844B1 (en) 1998-12-03 2002-06-11 Baker Hughes Incorporated Cutter with complex superabrasive geometry and drill bits so equipped
US6279671B1 (en) 1999-03-01 2001-08-28 Amiya K. Panigrahi Roller cone bit with improved seal gland design
BE1012545A3 (fr) 1999-03-09 2000-12-05 Security Dbs Elargisseur de trou de forage.
DE60016368T2 (de) 1999-05-14 2005-12-22 Rives, Allen Kent, Houston Aufweitbohrer mit ersetzbaren Armen und Schneidelementen in verschiedenen Größen
CA2314114C (en) 1999-07-19 2007-04-10 Smith International, Inc. Improved rock drill bit with neck protection
US6684967B2 (en) 1999-08-05 2004-02-03 Smith International, Inc. Side cutting gage pad improving stabilization and borehole integrity
US6460631B2 (en) 1999-08-26 2002-10-08 Baker Hughes Incorporated Drill bits with reduced exposure of cutters
US6533051B1 (en) 1999-09-07 2003-03-18 Smith International, Inc. Roller cone drill bit shale diverter
US6386302B1 (en) 1999-09-09 2002-05-14 Smith International, Inc. Polycrystaline diamond compact insert reaming tool
ZA200005048B (en) 1999-09-24 2002-02-14 Varel International Inc Improved rotary cone bit for cutting removal.
US6510906B1 (en) 1999-11-29 2003-01-28 Baker Hughes Incorporated Impregnated bit with PDC cutters in cone area
US6843333B2 (en) 1999-11-29 2005-01-18 Baker Hughes Incorporated Impregnated rotary drag bit
US8082134B2 (en) 2000-03-13 2011-12-20 Smith International, Inc. Techniques for modeling/simulating, designing optimizing, and displaying hybrid drill bits
US6439326B1 (en) 2000-04-10 2002-08-27 Smith International, Inc. Centered-leg roller cone drill bit
US6405811B1 (en) 2000-09-18 2002-06-18 Baker Hughes Corporation Solid lubricant for air cooled drill bit and method of drilling
DE60140617D1 (de) 2000-09-20 2010-01-07 Camco Int Uk Ltd Polykristalliner diamant mit einer an katalysatormaterial abgereicherten oberfläche
US6592985B2 (en) 2000-09-20 2003-07-15 Camco International (Uk) Limited Polycrystalline diamond partially depleted of catalyzing material
US6408958B1 (en) 2000-10-23 2002-06-25 Baker Hughes Incorporated Superabrasive cutting assemblies including cutters of varying orientations and drill bits so equipped
US6729418B2 (en) 2001-02-13 2004-05-04 Smith International, Inc. Back reaming tool
US7137460B2 (en) 2001-02-13 2006-11-21 Smith International, Inc. Back reaming tool
US6601661B2 (en) 2001-09-17 2003-08-05 Baker Hughes Incorporated Secondary cutting structure
US6742607B2 (en) 2002-05-28 2004-06-01 Smith International, Inc. Fixed blade fixed cutter hole opener
US6883623B2 (en) 2002-10-09 2005-04-26 Baker Hughes Incorporated Earth boring apparatus and method offering improved gage trimmer protection
US7234550B2 (en) 2003-02-12 2007-06-26 Smith International, Inc. Bits and cutting structures
US20060032677A1 (en) 2003-02-12 2006-02-16 Smith International, Inc. Novel bits and cutting structures
US6904984B1 (en) 2003-06-20 2005-06-14 Rock Bit L.P. Stepped polycrystalline diamond compact insert
US7011170B2 (en) 2003-10-22 2006-03-14 Baker Hughes Incorporated Increased projection for compacts of a rolling cone drill bit
US7395882B2 (en) * 2004-02-19 2008-07-08 Baker Hughes Incorporated Casing and liner drilling bits
GB2408735B (en) 2003-12-05 2009-01-28 Smith International Thermally-stable polycrystalline diamond materials and compacts
US20050178587A1 (en) 2004-01-23 2005-08-18 Witman George B.Iv Cutting structure for single roller cone drill bit
US7647993B2 (en) 2004-05-06 2010-01-19 Smith International, Inc. Thermally stable diamond bonded materials and compacts
GB2417966A (en) 2004-08-16 2006-03-15 Halliburton Energy Serv Inc Roller cone drill bits with optimized bearing structure
US7754333B2 (en) 2004-09-21 2010-07-13 Smith International, Inc. Thermally stable diamond polycrystalline diamond constructions
GB0423597D0 (en) 2004-10-23 2004-11-24 Reedhycalog Uk Ltd Dual-edge working surfaces for polycrystalline diamond cutting elements
US7350601B2 (en) 2005-01-25 2008-04-01 Smith International, Inc. Cutting elements formed from ultra hard materials having an enhanced construction
US7435478B2 (en) 2005-01-27 2008-10-14 Smith International, Inc. Cutting structures
GB2429471B (en) 2005-02-08 2009-07-01 Smith International Thermally stable polycrystalline diamond cutting elements and bits incorporating the same
US7350568B2 (en) 2005-02-09 2008-04-01 Halliburton Energy Services, Inc. Logging a well
US20060196699A1 (en) 2005-03-04 2006-09-07 Roy Estes Modular kerfing drill bit
US7472764B2 (en) 2005-03-25 2009-01-06 Baker Hughes Incorporated Rotary drill bit shank, rotary drill bits so equipped, and methods of manufacture
US7487849B2 (en) 2005-05-16 2009-02-10 Radtke Robert P Thermally stable diamond brazing
US7493973B2 (en) 2005-05-26 2009-02-24 Smith International, Inc. Polycrystalline diamond materials having improved abrasion resistance, thermal stability and impact resistance
US7377341B2 (en) 2005-05-26 2008-05-27 Smith International, Inc. Thermally stable ultra-hard material compact construction
US20060278442A1 (en) 2005-06-13 2006-12-14 Kristensen Henry L Drill bit
US7462003B2 (en) 2005-08-03 2008-12-09 Smith International, Inc. Polycrystalline diamond composite constructions comprising thermally stable diamond volume
US7416036B2 (en) 2005-08-12 2008-08-26 Baker Hughes Incorporated Latchable reaming bit
US9574405B2 (en) 2005-09-21 2017-02-21 Smith International, Inc. Hybrid disc bit with optimized PDC cutter placement
US7726421B2 (en) 2005-10-12 2010-06-01 Smith International, Inc. Diamond-bonded bodies and compacts with improved thermal stability and mechanical strength
US7152702B1 (en) 2005-11-04 2006-12-26 Smith International, Inc. Modular system for a back reamer and method
US7398837B2 (en) 2005-11-21 2008-07-15 Hall David R Drill bit assembly with a logging device
US7392862B2 (en) 2006-01-06 2008-07-01 Baker Hughes Incorporated Seal insert ring for roller cone bits
US7628234B2 (en) 2006-02-09 2009-12-08 Smith International, Inc. Thermally stable ultra-hard polycrystalline materials and compacts
US7387177B2 (en) 2006-10-18 2008-06-17 Baker Hughes Incorporated Bearing insert sleeve for roller cone bit
US8034136B2 (en) 2006-11-20 2011-10-11 Us Synthetic Corporation Methods of fabricating superabrasive articles
US7845435B2 (en) 2007-04-05 2010-12-07 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit and method of drilling
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
US8678111B2 (en) 2007-11-16 2014-03-25 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit and design method
SA108290832B1 (ar) 2007-12-21 2012-06-05 بيكر هوغيس انكوربوريتد مثقاب ذو أذرع توازن يستخدم في حفر الآبار
US20090172172A1 (en) 2007-12-21 2009-07-02 Erik Lambert Graham Systems and methods for enabling peer-to-peer communication among visitors to a common website
US7938204B2 (en) 2007-12-21 2011-05-10 Baker Hughes Incorporated Reamer with improved hydraulics for use in a wellbore

Also Published As

Publication number Publication date
WO2008124572A1 (en) 2008-10-16
DE602008003332D1 (de) 2010-12-16
PL2156002T3 (pl) 2011-04-29
EP2156002B1 (en) 2010-11-03
EP2156002A1 (en) 2010-02-24
CN101765695A (zh) 2010-06-30
US7845435B2 (en) 2010-12-07
ATE487020T1 (de) 2010-11-15
US20080264695A1 (en) 2008-10-30
MX2009010519A (es) 2009-11-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2009140371A (ru) Гибридное буровое долото и способ бурения
US10920495B2 (en) Drill bit
EP2531690B1 (en) Shaped cutting elements on drill bits and other earth-boring tools, and methods of forming same
US7841426B2 (en) Hybrid drill bit with fixed cutters as the sole cutting elements in the axial center of the drill bit
EP3042022B1 (en) Drill bit having gouging and shear cutters
US10267094B2 (en) Percussive rock drill bit with optimised gauge buttons
US10570665B2 (en) Drill bit
JPH02197691A (ja) 掘削速度を改良するカーフ切削装置及び方法
AU2014344104A1 (en) Percussive rock drill bit with optimised gauge buttons
JP5112110B2 (ja) 既設埋設管破砕用カッタヘッド
CN101876250A (zh) 用于掘进机械或采矿机械的纵向切削头
RU2011129859A (ru) Система удаления осколков породы для буровых долот со вставками из поликристаллического алмаза
US11655681B2 (en) Inner cutter for drilling
RU2549653C1 (ru) Лопастное долото (варианты)
US8418784B2 (en) Central cutting region of a drilling head assembly
CN203321526U (zh) 适应软岩施工的滚刀圈
RU2652727C1 (ru) Лопастное долото с цилиндрической режущей структурой
CN205532310U (zh) 一种具有自修复能力的长寿命钻头
CN103561894A (zh) 岩石钻头
RU124723U1 (ru) Сверло-бур
CA3057168C (en) Inner cutter for drilling
CN203669756U (zh) 一种双排式预破应力的pdc钻头
RU41485U1 (ru) Буровое лопастное долото
CN204457765U (zh) 一种配有非对称不等长刀具的矿用掘进机截割头
US20150090502A1 (en) Shear claw bit

Legal Events

Date Code Title Description
FA92 Acknowledgement of application withdrawn (lack of supplementary materials submitted)

Effective date: 20120710