RU2179619C2 - Drill bit - Google Patents
Drill bit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2179619C2 RU2179619C2 RU2000110580/03A RU2000110580A RU2179619C2 RU 2179619 C2 RU2179619 C2 RU 2179619C2 RU 2000110580/03 A RU2000110580/03 A RU 2000110580/03A RU 2000110580 A RU2000110580 A RU 2000110580A RU 2179619 C2 RU2179619 C2 RU 2179619C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bit
- cones
- cone
- rock
- calibrating
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области породоразрушающего инструмента, а именно к буровым долотам. The invention relates to the field of rock cutting tools, namely to drill bits.
Известны одношарошечные долота [1] , использующиеся, как правило, для бурения в мягких и средних неабразивных породах. Разрушение породы этим долотом осуществляется методом соскребания породы заостренными копытообразными зубками с поверхности полусферического забоя. Known single-cone bits [1], used, as a rule, for drilling in soft and medium non-abrasive rocks. The destruction of the rock by this bit is carried out by scraping the point with pointed hoof-shaped teeth from the surface of the hemispherical face.
Наряду с положительными свойствами, которые будут отмечены ниже, одношарошечные долота обладают отрицательными свойствами, резко ограничивающими возможность их применения. Первое из них - соскребание породы с поверхности забоя возможно только при сильно заостренной поверхности копытообразных зубков. Даже при малом притуплении заостренной кромки зубка механическая скорость бурения катастрофически снижается. Например, при росте поверхности притупления на кромке на 30%, механическая скорость проходки снижается в 2 раза. Второе отрицательное свойство одношарошечных долот состоит в том, что полное перекрытие забоя из-за сложного планетарного движения режущих кромок зубков относительно его полусферической поверхности происходит только после 18-20 полных оборотов шарошки. Это обусловлено тем, что при одновременном вращении шарошки вокруг своей оси и оси долота режущая кромка поворачивается то в фас, то в профиль и работает как лопата на всю ширину зубка или как ее профиль (в виде линии). До тех пор пока весь слой породы на глубину выступания режущей головки зубка над телом шарошки не будет полностью срезан со всей поверхности, одношарошечное долото зависает на неразрушенных участках этой поверхности до полного ее перекрытия и углубления всего долота не происходит. Это резко снижает механическую скорость бурения. Третий отрицательный фактор одношарошечного долота - разрушение породы по сферическому забою, особенно в сдвинутых слоях, плохо центрирует углубление, а это способствует искривлению и уводу направления бурения скважины от заданного. Along with the positive properties that will be noted below, single-cone bits have negative properties that sharply limit the possibility of their use. The first of them - scraping the rock from the surface of the face is possible only with a very sharp surface of the hoof-like teeth. Even with a slight blunting of the pointed edge of the tooth, the mechanical drilling speed is drastically reduced. For example, when the blunting surface at the edge increases by 30%, the mechanical penetration rate decreases by 2 times. The second negative property of single-cone bits is that the complete overlap of the face due to the complex planetary movement of the cutting edges of the teeth relative to its hemispherical surface occurs only after 18-20 full revolutions of the cone. This is due to the fact that with simultaneous rotation of the cone around its axis and the axis of the bit, the cutting edge rotates either in face or in profile and works like a shovel over the entire width of the tooth or as its profile (in the form of a line). Until the entire layer of rock to the depth of the protrusion of the cutting head of the clove above the body of the cone is completely cut off from the entire surface, the single-cone bit hangs in the undestroyed sections of this surface until it completely overlaps and the entire bit is deepened. This dramatically reduces the mechanical drilling speed. The third negative factor of the single-cone bit is the destruction of the rock along the spherical face, especially in shifted layers, poorly centers the recess, and this contributes to the curvature and withdrawal of the direction of drilling from the given.
Наряду с указанными отрицательными факторами одношарошечные долота обладают очень важным для глубокого бурения положительным фактором - кратно большей мощностью и прочностью опоры и тел качения, чем суммарная мощность и прочность всех трех опор трехшарошечного долота одинакового диаметра. Это обеспечивает предотвращение аварий из-за разрушения опоры и тел качения и оставления единственной шарошки на забое по сравнению с трехшарошечными долотами, при применении которых оставление шарошек на забое явление довольно частое. Along with the indicated negative factors, single-cone chisels have a very important positive factor for deep drilling - a multiple of more power and strength of the support and rolling elements than the total power and strength of all three supports of a three-cone bit of the same diameter. This ensures the prevention of accidents due to the destruction of the support and rolling elements and leaving a single cone on the face compared to three-cone bits, in which application of cone on the bottom is quite common.
В свою очередь, у известных трехшарошечных долот [2] имеется целый ряд положительных факторов - высокая механическая скорость бурения за счет более полного перекрытия забоя за один оборот долота, более высокая, чем у одношарошечных долот, устойчивость от увода направления бурения (обратные конуса трех симметрично расположенных под углом 120o друг к другу шарошек центрируют направление бурения). Но они также имеют и значительные недостатки - из-за относительно маломощных опор возможны аварии долот с оставлением шарошек на забое, а также сравнительно низкое удельное давление под зубками на разбуриваемую породу, когда осевая нагрузка распределяется сразу на три сектора касания шарошек поверхности забоя. Наиболее близким к предлагаемому буровому долоту является буровое шарошечное долото [3], в котором обеспечивается высокая удельная нагрузка под породоразрушающими зубками за счет наличия единственной породоразрушающей шарошки. Это очень важно при современном горизонтальном бурении, когда создание достаточных породоразрушающих нагрузок под зубками шарошек при проходке длинных стволов малого диаметра становится проблемой.In turn, the well-known three-cone bits [2] have a number of positive factors - high mechanical drilling speed due to more complete overlap of the face in one revolution of the bit, higher than that of single-cone bits, resistance to drift in the direction of drilling (inverse cones of three symmetrically located at an angle of 120 o to each other cones center the direction of drilling). But they also have significant drawbacks - because of relatively low-power supports, bit accidents with leaving cutters on the bottom can occur, as well as a relatively low specific pressure under the teeth on the rock being drilled, when the axial load is distributed immediately to the three contact sectors of the cutters on the bottom surface. Closest to the proposed drill bit is a cone drill bit [3], which provides a high specific load under the rock cutting teeth due to the presence of a single rock cutting cone. This is very important in modern horizontal drilling, when the creation of sufficient rock-breaking loads under the teeth of cones during the sinking of long trunks of small diameter becomes a problem.
К недостаткам прототипа следует отнести недостаточно высокую стойкость опор породоразрушающей и калибрующих шарошек из-за наличия шарнирных тяг лап и шарошек, не позволяющих в предлагаемой компоновке разместить более одной калибрующей шарошки, что может привести к непредсказуемому уводу и искривлению направления скважины, а также недостаточно эффективная система очистки забоя от выбуренной породы. The disadvantages of the prototype include the insufficiently high resistance of the supports of rock cutting and calibrating cones due to the presence of articulated rods of paws and cones that do not allow the placement of more than one calibrating cone in the proposed arrangement, which can lead to unpredictable withdrawal and distortion of the direction of the well, as well as an insufficiently effective system cleaning the bottom of the cuttings.
Целью настоящего изобретения является повышение эффективности и надежности работы бурового долота, исключение недостатков аналогов и прототипа изобретения с использованием всех их положительных качеств. The aim of the present invention is to increase the efficiency and reliability of the drill bit, eliminating the disadvantages of analogues and the prototype of the invention using all their positive qualities.
Предлагаемое буровое долото содержит корпус с промывочными каналами, который состоит из двух или более секций. На цапфе лапы одной из секций, отходящей внутрь долота и наклоненной вниз относительно оси, с помощью подшипников устанавливается единственная породоразрушающая шарошка с фрезерованными зубьями или твердосплавными зубками. В окнах второй или второй и третьей секций устанавливаются одна или две шарошки, калибрующие ствол скважины. Поверхность обратного конуса породоразрушающей шарошки и зубки калибрующих шарошек образуют диаметр долота, а вертикальные плоскости, проходящие через ось долота, оси калибрующих шарошек и точку касания обратного конуса породоразрушающей шарошки, максимально удаленную от оси долота, составляют между собой углы 120o. Калибрующие шарошки имеют цилиндрическую форму и оснащаются твердосплавными зубками, которые располагаются на наружной поверхности шарошек рядами в шахматном порядке для полного перекрытия этой поверхности. Это необходимо для исключения поперечных колебаний долота при перекатывании калибрующих шарошек по стенке скважины. Оптимальным соотношением размеров шарошек и их зубков является Д/R=0,450 - 55, где: Д - диаметр зубка, R - радиус наружной цилиндрической поверхности шарошек.The proposed drill bit contains a housing with flushing channels, which consists of two or more sections. On the paw axle of one of the sections, extending into the bit and tilted down relative to the axis, the only rock cutting cone with milled teeth or carbide teeth is mounted using bearings. In the windows of the second or second and third sections are installed one or two cones calibrating the wellbore. The surface of the inverse cone of the rock-cutting cone and the teeth of the calibrating cones form the diameter of the bit, and the vertical planes passing through the axis of the bit, the axis of the calibrating cones and the point of contact of the inverse cone of the rock-cutting cone as far as possible from the axis of the bit make angles of 120 o . Gauge cones have a cylindrical shape and are equipped with carbide teeth, which are arranged in staggered rows on the outer surface of cones to completely overlap this surface. This is necessary to eliminate lateral vibrations of the bit when rolling calibrating cones along the wall of the well. The optimal ratio of the size of the cones and their teeth is D / R = 0.450 - 55, where: D is the diameter of the tooth, R is the radius of the outer cylindrical surface of the cones.
Корпус бурового долота образован двумя свариваемыми секциями 1 и 2, на хвостовике корпуса нарезается резьба 3 для присоединения к колонне бурильных труб. На цапфе 4 секции 1 подвижно закреплена шарошка 5, наружная поверхность которой оснащена породоразрушающими элементами 6. Последние могут выполняться как в виде фрезерованных зубьев, наплавленных твердым сплавом, так и в виде вставных твердосплавных зубков, как показано на фиг.1. The body of the drill bit is formed by two
Опора породоразрушающей шарошки 5 может иметь любую известную схему, например, герметизированную маслонаполненную с элементами: скольжение - шарик - упорный бурт - скольжение, как показано на фиг.1. Герметизация опоры может осуществляться эластичным кольцом 7 различного сечения, например, круглого. Радиальные подшипники могут выполняться как с промежуточной втулкой скольжения 8, так и без нее - 9. Торцевой упорный подшипник 10 также может выполняться без промежуточного антифрикционного упорного кольца - шайбы и с таковым (на фиг.1 не показано). Support rock cutting cones 5 may have any known scheme, for example, a sealed oil-filled with elements: sliding - ball - thrust shoulder - sliding, as shown in figure 1. Sealing the support can be carried out by an elastic ring 7 of various sections, for example, round. Radial bearings can be performed with or without intermediate sleeve 8, and without it 9. The end thrust bearing 10 can also be made without an intermediate antifriction thrust ring - washer and with one (not shown in Fig. 1).
Зубки на шарошке 5 расположены таким образом, чтобы обеспечить полное перекрытие радиуса забоя, как показано на фиг.1, поскольку разрушение породы на забое осуществляет только эта шарошка. Полное перекрытие забоя обеспечивается шахматным расположением зубков 6 на шарошке. Для предохранения обратного конуса шарошки и потери долотом диаметра при бурении установлен ряд твердосплавных зубков 11 со стороны стенки скважины. Компенсация расхода смазки в герметизированной опоре осуществляется системой каналов 12 и мембранным узлом 13, включая полость, образованную проточкой на замковом пальце, и отверстия в цапфе, подводящие смазку непосредственно в зоны трения (на фиг. 1 не показаны). Назначение секции 2 (фиг.2), кроме образования корпуса долота, состоит также в том, чтобы разместить и удерживать калибрующие шарошки 14 и 15 в окнах 16 и 17. Для упрощения технологии изготовления секция долота 2 может состоять из двух половин, соединяемых сваркой с секцией 1. Шарошки 14 и 15 имеют цилиндрические подшипниковые шейки 18 и 19, с помощью которых они подвижно закреплены в теле секции 2 с помощью антифрикционных установочных втулок 20, 21 и крышки 22 с винтами 23 таким образом, чтобы вершины твердосплавных зубков 24, располагающихся на цилиндрической поверхности шарошек 14 и 15, находились на поверхности, определяющей диаметр долота, как схематично показано на разрезе Н-Н на фиг.2. В верхней части секции 2 предусмотрен масляный резервуар 25 с системой каналов 26, соединяющих его с зонами трения во втулках 20 и 21. Для предохранения шеек 18 и 19 от попадания шлама во время бурения на входе и выходе (снизу и сверху) втулок 20 и 21 предусмотрены эластичные пары уплотнительных колец 27 и 29, а также 28 и 30. The teeth on the cone 5 are arranged in such a way as to ensure complete overlap of the radius of the face, as shown in figure 1, since the destruction of the rock on the face is carried out only by this cone. Full overlapping of the face is ensured by a staggered arrangement of
Вдоль оси долота, для обеспечения промывки забоя промывочной жидкостью, предусмотрена насадка-сопло 31 с наружным уплотнительным кольцом 32. На фиг. 1 показан один из вариантов установки насадки 31, например, с помощью промежуточного кольца 32, привариваемого к корпусу, и резьбовой втулки 33, фиксирующей при завороте в резьбовое соединение 34 насадку-сопло 31. Along the axis of the bit, to ensure that the face is flushed with flushing fluid, a nozzle nozzle 31 with an outer sealing ring 32 is provided. FIG. 1 shows one of the mounting options for the nozzle 31, for example, using an intermediate ring 32, welded to the body, and a threaded sleeve 33, fixing when turning in the threaded connection 34 of the nozzle-nozzle 31.
На фиг.3 изображен вид с секции 2 снизу. Зубки 35 расположены на нижнем торце секции 2 в шахматном порядке таким образом, чтобы они дополнительно перекрывали радиус забоя и в случае образования непораженных участков породы ("воротников") на забое разрушали их, а также защищали поверхность 36, обращенную к забою, от абразивного износа частицами шлама. На фиг.4 показано сечение В-В секции 2 с каналами 37 для обеспечения приближенной к забою скважины боковой промывки. На выходе бокового канала 37, так же как и в центральном канале, установлена износостойкая насадка-сопло 38, которая может закрепляться и уплотняться любыми известными способами, например, боковым эластичным кольцом-уплотнением 39 и стопорным разжимным пружинным кольцом 40. Для лучшей очистки забоя и перекрытия струей всего радиуса забоя под боковой насадкой 38 на теле поверхности 36 предусмотрен радиальный канал 41. Figure 3 shows a view from
На фиг.5 показано гнездо в секции 2 под установку калибрующих шарошек с пазом 42 под фиксирующую крышку 22 с отверстиями и резьбой под стопорные винты 23, пазами 43 и 44 под монтаж установочных втулок 20 и 21 и сквозным отверстием - окном 17. На фиг.7-10 изображен вариант конструкции антифрикционных установочных втулок 20 и 21 с проточками-пазами 45, 46, 47 и 48 соответственно под уплотнительные кольца 27, 28, 29 и 30. Близкая к прямоугольной форма (на фиг.8) выбрана в качестве наиболее приближенной к ответной форме, получающейся при фрезерной обработке пазов 43 и 44 на фиг.6. На фиг.11 и 12 показана крышка 22, имеющая сквозные отверстия и пазы для установки и фиксации шарошек 14 и 15 с промежуточными антифрикционными парами втулок 20 и 21. Форма пазов 49 и 50 также аналогична соответствующим пазам 43 и 44 на фиг.4. На фиг.13 изображено сечение Е-Е секции 2, на котором показан вариант защиты зубками 51 наружной поверхности секции 2 со стороны стенки скважины, хотя такая защита может осуществляться и с помощью любых других схем, например, наплавкой этой поверхности твердыми сплавами, или комбинацией армирования зубками и наплавкой. На фиг.14-15 показано размещение зубков 24 на поверхности калибрующих шарошек 14 и 15. Зубки расположены таким образом, чтобы контакт вершин зубков со стенкой скважины происходил последовательно и непрерывно. Для этого зубки на поверхности шарошки располагаются рядами К, Л, М и др. в шахматном порядке, с тем чтобы на виде сверху полностью перекрывался ее наружный диаметр. Fig. 5 shows a socket in
Сборка долота осуществляется следующим образом. Вначале собирается лапа секции 1 с шарошкой 5. На корпусе долота, образованном после сборки и сварки секций 1 и 2, нарезается присоединительная резьба; затем на шейки шарошек 14 и 15 устанавливаются по паре втулок 20 и 21, с которыми они помещаются в пару гнезд-пазов 43 и 44, и затем обе шарошки фиксируются крышками 22 с помощью винтов 23. Затем заполняются смазкой масляные резервуары, откуда она подается к опорам всех трех шарошек 5, 14 и 15. Assembly of the bit is as follows. First, the paw of section 1 with cone 5 is assembled. A connecting thread is cut on the bit body formed after assembly and welding of
Буровое долото работает следующим образом. При вращении бурового долота колонной бурильных труб или забойным двигателем и создании нагрузки на долото породоразрушающая шарошка перекатывается по забою, разрушая породу. С помощью периферийного венца и вооружения обратного конуса породоразрушающей шарошки, а также с помощью обеих калибрующих шарошек осуществляется калибрование стенок скважины. Drill bit works as follows. When the drill bit is rotated by a drill string or a downhole motor and a load is applied to the bit, the rock cutting cone rolls along the bottom, destroying the rock. Using the peripheral crown and arming the return cone of the rock cutting cone, as well as using both calibrating cones, the walls of the well are calibrated.
Перечень фигур чертежей. The list of figures drawings.
На фиг. 1 показан общий вид бурового долота с изображением породоразрушающей и калибрующей шарошек. In FIG. 1 shows a General view of the drill bit with the image of rock cutting and calibrating cones.
На фиг.2 приведена схема взаимного расположения шарошек. Figure 2 shows a diagram of the relative arrangement of cones.
На фиг.3 изображен вид снизу части корпуса долота, показанного на фиг.1, в котором устанавливаются калибрующие шарошки. Figure 3 shows a bottom view of a part of the body of the bit shown in figure 1, in which the calibrating cones are installed.
На фиг. 4 показано продольное сечение В-В части корпуса, показанной на фиг.3, с приближенным к забою промывочным каналом. In FIG. 4 shows a longitudinal section BB of the housing part shown in FIG. 3 with a flushing channel close to the bottom.
На фиг. 5 показано продольное сечение левой части корпуса (на фиг.1) с гнездом для установки калибрующих шарошек. In FIG. 5 shows a longitudinal section of the left side of the housing (in FIG. 1) with a slot for installing calibrating cones.
На фиг.6 изображен вид Д фиг. 5. FIG. 6 is a view D of FIG. 5.
На фиг.7 изображен главный вид одного варианта втулок для подвижного закрепления калибрующих шарошек. Figure 7 shows the main view of one variant of the sleeves for movable fastening calibrating cones.
На фиг.8 показан вид сверху варианта втулки, изображенного на фиг.7. On Fig shows a top view of a variant of the sleeve shown in Fig.7.
На фиг. 9 изображен главный вид другого варианта втулок для подвижного закрепления калибрующих шарошек. In FIG. 9 shows a top view of another embodiment of bushings for movably securing gage cones.
На фиг.10 показан вид сверху варианта втулки, изображенного на фиг.9. Figure 10 shows a top view of a variant of the sleeve depicted in figure 9.
На фиг. 11 показан вариант фиксирующей крышки для установки калибрующих шарошек. In FIG. 11 shows a variant of the fixing cover for installing calibrating cones.
На фиг.12 дан вид F фиг. 11. 12 is a view F of FIG. eleven.
На фиг.13 изображен вариант установки на левой части корпуса калибрующих защитных зубков (сечение Е-Е фиг.2). In Fig.13 shows an installation option on the left side of the housing calibrating protective teeth (section EE of Fig.2).
На фиг.14 показано размещение зубков на поверхности калибрующих шарошек (главный вид). On Fig shows the placement of the cloves on the surface of the calibrating cones (main view).
На фиг.15 показано размещение зубков на поверхности калибрующих шарошек (вид сверху). On Fig shows the placement of the teeth on the surface of the calibrating cones (top view).
Предлагаемое изобретение имеет следующие особенности, способствующие возможности его осуществления. The present invention has the following features that contribute to the possibility of its implementation.
1. Конструкция долота позволяет в долоте малого размера резко увеличить габариты наружной поверхности породоразрушающей шарошки и ее опоры, использовать опору, применяемую в долотах гораздо большего размера. Например, в породоразрушающей шарошке долота диаметром 165,1 мм, широко применяемого для горизонтального бурения, удается разместить опору с долота диаметром 215,9 мм, увеличив, таким образом, основные размеры опоры на 40%, что позволяет резко повысить ее стойкость. При этом возможность усилить вооружение шарошки возросла почти в два раза (64 зубка в предлагаемом долоте против 34 зубков в серийном трехшарошечном долоте). 1. The design of the bit allows you to sharply increase the dimensions of the outer surface of the rock cutting cone and its support in a small bit, to use the support used in bits of a much larger size. For example, in a rock cutting cone of a bit with a diameter of 165.1 mm, which is widely used for horizontal drilling, it is possible to place a support from a bit with a diameter of 215.9 mm, thus increasing the main dimensions of the support by 40%, which makes it possible to sharply increase its durability. At the same time, the ability to strengthen the arms of the cone has almost doubled (64 teeth in the proposed bit versus 34 teeth in the serial three-cone bit).
2. Поскольку при работе предлагаемого долота в контакте с плоскостью забоя постоянно находятся зубки только одной шарошки, вместо трех у серийного трех шарошечного долота такого же диаметра, резко возрастает удельная нагрузка на породу под каждым зубком. Это позволяет или кратно повысить механическую скорость бурения, или для обеспечения одинаковой удельной нагрузки под зубками снизить общую осевую нагрузку на долото, обеспечивая эффективное разрушение породы при щадящих условиях работы опоры. 2. Since the teeth of only one cone are constantly in contact with the face plane during operation of the proposed bit, instead of three of the serial three cone bits of the same diameter, the specific load on the rock under each tooth sharply increases. This allows either a multiple increase in the mechanical drilling speed, or to ensure the same unit load under the teeth, to reduce the total axial load on the bit, providing effective rock destruction under the sparing conditions of the support.
Такое снижение осевой нагрузки на долото, в свою очередь, очень важно для бурения с большими горизонтальными участками скважины, где обеспечение достаточной осевой нагрузки становится проблематичным из-за большого сопротивления (трения) при углублении колонны бурильных труб на горизонтальном участке. This decrease in axial load on the bit, in turn, is very important for drilling with large horizontal sections of the well, where ensuring sufficient axial load becomes problematic due to the high resistance (friction) when deepening the drill pipe string in the horizontal section.
3. Калибрующие шарошки 14 и 15, равноудаленные друг от друга и от середины поверхности касания породоразрушающей шарошки 5 со стенкой скважины, центрируют положение долота, препятствуют уводу скважины от задаваемого направления, надежно калибруют скважину по диаметру. 3.
4. В отличие от известных одношарошечных долот, обеспечивающих медленное перекрытие забоя, позволяющее долоту углубляться на величину единичного внедрения одного зубка только после 18-20 оборотов долота, предлагаемое долото позволяет полностью перекрывать забой за 1-2 оборота, а значит, позволяет резко повысить механическую скорость бурения. 4. In contrast to the well-known single-cone bits, providing a slow overlap of the face, allowing the bit to deepen by the size of a single penetration of one tooth only after 18-20 revolutions of the bit, the proposed bit allows you to completely overlap the face in 1-2 turns, which means it can dramatically increase the mechanical drilling speed.
5. Обеспечивается более совершенная очистка забоя от выбуренной породы за счет комбинированного расположения насадок-сопел. Боковая насадка, приближенная к забою, обеспечивает гидромониторное воздействие - разрушает породу и смывает ее. Центральная насадка очищает центральную зону забоя и породоразрушающую шарошку от шлама, формирует струю восходящего потока промывочной жидкости. 5. Provides a more advanced cleaning of the face from cuttings due to the combined location of nozzles and nozzles. A lateral nozzle close to the bottom provides a hydromonitor effect - destroys the rock and flushes it. The central nozzle cleans the central zone of the face and rock cutting cone of sludge, forms an upward flow of washing fluid.
Такая комбинированная промывка, в свою очередь, позволяет дополнительно повысить механическую скорость бурения. Such a combined flushing, in turn, allows you to further increase the mechanical drilling speed.
Вышеуказанные конструктивные отличия способствуют повышению показателей работы долота в бурении и созданию значительного экономического эффекта. The above design differences contribute to an increase in the performance of the bit in drilling and the creation of a significant economic effect.
Источники информации
1. И.К.Масленников. Справочник "Буровой инструмент".-М.: Недра, 1989, с. 14-17.Sources of information
1. I.K. Maslennikov. Handbook "Drilling tool" .- M .: Nedra, 1989, p. 14-17.
2. Горнодобывающее и нефтепромысловое оборудование, выпускаемое ОАО "Волгабурмаш". Каталог, изд. Каспиэн Коммюникейшн Лимитед, Лондон, 1998, с. 28-41. 2. Mining and oilfield equipment manufactured by Volgaburmash OJSC. Catalog, ed. Caspian Communication Limited, London, 1998, p. 28-41.
3. Патент РФ 938647, Е 21 В 10/64, 20.02.1995 г. 3. RF patent 938647,
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000110580/03A RU2179619C2 (en) | 2000-04-28 | 2000-04-28 | Drill bit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000110580/03A RU2179619C2 (en) | 2000-04-28 | 2000-04-28 | Drill bit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2179619C2 true RU2179619C2 (en) | 2002-02-20 |
Family
ID=20233937
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000110580/03A RU2179619C2 (en) | 2000-04-28 | 2000-04-28 | Drill bit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2179619C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2452841C1 (en) * | 2011-02-16 | 2012-06-10 | Николай Митрофанович Панин | Drilling bit |
| CN112983250A (en) * | 2021-03-05 | 2021-06-18 | 长江大学 | Mountain region rock breaking percussion drill |
-
2000
- 2000-04-28 RU RU2000110580/03A patent/RU2179619C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2452841C1 (en) * | 2011-02-16 | 2012-06-10 | Николай Митрофанович Панин | Drilling bit |
| CN112983250A (en) * | 2021-03-05 | 2021-06-18 | 长江大学 | Mountain region rock breaking percussion drill |
| CN112983250B (en) * | 2021-03-05 | 2023-10-13 | 长江大学 | Mountain rock breaking impact drill |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU726959B2 (en) | Cantilevered hole opener | |
| US4552232A (en) | Drill-bit with full offset cutter bodies | |
| EP3159475B1 (en) | Hybrid drill bits having increased drilling efficiency | |
| CA2288923C (en) | High offset bits with super-abrasive cutters | |
| US4323130A (en) | Drill bit | |
| USRE32036E (en) | Drill bit | |
| EP1096103B1 (en) | Drill-out bi-center bit | |
| USRE34526E (en) | Two cone bit with non-opposite cones | |
| US4381825A (en) | Drill bit nozzle | |
| GB2452861A (en) | Roller cone drill bit with an anti-tracking cutter element pattern | |
| US7334652B2 (en) | Roller cone drill bits with enhanced cutting elements and cutting structures | |
| US6719073B2 (en) | Single-cone rock bit having cutting structure adapted to improve hole cleaning, and to reduce tracking and bit balling | |
| RU2280143C2 (en) | One-cutter rock drilling bit | |
| WO1999005391A1 (en) | Drill string stabilizer | |
| RU2179619C2 (en) | Drill bit | |
| US10907414B2 (en) | Earth boring tools having fixed blades and varying sized rotatable cutting structures and related methods | |
| WO2017096180A1 (en) | Tungsten carbide insert bit with milled steel teeth | |
| CA1243666A (en) | Drill bit with full offset cutter bodies | |
| US20050109543A1 (en) | Cutting element arrangement for single roller cone bit | |
| GB2182692A (en) | Rotary drag drill bit | |
| GB2208673A (en) | Rotary drag drill bit | |
| GB2208672A (en) | Rotary drag drill bit | |
| GB2349406A (en) | Rolling cone bit | |
| GB2378725A (en) | A roller cone drill bit for hard formations having a high offset |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20030429 |