RU2332553C2 - Drill bit for percussion drilling, drilling system incorporating such drill bit and well-boring method - Google Patents
Drill bit for percussion drilling, drilling system incorporating such drill bit and well-boring method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2332553C2 RU2332553C2 RU2005140560/03A RU2005140560A RU2332553C2 RU 2332553 C2 RU2332553 C2 RU 2332553C2 RU 2005140560/03 A RU2005140560/03 A RU 2005140560/03A RU 2005140560 A RU2005140560 A RU 2005140560A RU 2332553 C2 RU2332553 C2 RU 2332553C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cutting elements
- drill bit
- shearing
- axial
- drilling
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 61
- 238000009527 percussion Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 6
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 195
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000010008 shearing Methods 0.000 claims description 95
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 24
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 12
- 239000010432 diamond Substances 0.000 claims description 9
- 230000035939 shock Effects 0.000 claims description 9
- 238000007790 scraping Methods 0.000 claims description 7
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 claims description 4
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 20
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 5
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 4
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 3
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 2
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 239000010438 granite Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000007373 indentation Methods 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 230000009528 severe injury Effects 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
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
- E21B10/36—Percussion drill bits
- E21B10/38—Percussion drill bits characterised by conduits or nozzles for drilling fluids
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/46—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts
- E21B10/56—Button-type inserts
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к буровому долоту для ударного бурения, предназначенному для бурения подземного пласта, имеющему центральную продольную ось и выполненному с возможностью приведения его в действие посредством сообщения аксиального ударного движения вдоль оси и вращательного движения вокруг оси.The present invention relates to a percussion drill bit for drilling a subterranean formation having a central longitudinal axis and configured to be actuated by communicating axial percussion movement along an axis and rotational movement about an axis.
Кроме того, изобретение относится к бурильной системе, предназначенной для бурения скважины в подземном пласте, содержащей бурильную колонну, снабженную подобным буровым долотом для ударного бурения, и к способу бурения скважины в подземном пласте.The invention further relates to a drilling system for drilling a well in a subterranean formation, comprising a drill string provided with a similar percussion drill bit, and to a method for drilling a well in a subterranean formation.
Изобретение также относится к способу бурения ствола скважины в подземном пласте земли.The invention also relates to a method for drilling a wellbore in an underground formation of the earth.
Скалывающее буровое долото для ударного бурения известно и описано в патенте США 6253864. На фиг.4 указанного патента США изображено скалывающее долото для ударного бурения, имеющее монолитный корпус, средство для крепления к бурильной колонне и множество лопастей, в которых размещается множество скалывающих режущих элементов. Отверстия для выпуска жидкости расположены на головке несущего корпуса между лопастями. Лопасти имеют ряд гнезд, предназначенных для размещения скалывающих режущих элементов, и уступов, которые проходят вдоль каждой лопасти перед режущими элементами. Уступ служит для направления выбуренной породы в сторону от рабочей поверхности долота.A chipping drill bit for impact drilling is known and described in US Pat. No. 6,253,864. Figure 4 of this US patent shows a chipping drill bit for impact drilling having a monolithic body, means for attaching to a drill string and a plurality of blades in which a plurality of shearing cutting elements are located. The holes for the release of fluid are located on the head of the supporting body between the blades. The blades have a number of nests designed to accommodate shearing cutting elements, and ledges that extend along each blade in front of the cutting elements. The ledge serves to direct the cuttings away from the working surface of the bit.
При эксплуатации известное скалывающее буровое долото для ударного бурения приводится во вращение вокруг его продольной оси, что вызывает скалывание породы пласта при вращении бурового долота. Одновременно молоток ударяет по долоту, тем самым, сообщая дополнительное усилие для ударного бурения. Скалывающие режущие элементы специально рассчитаны для выдерживания необычных напряжений, вызванных комбинированным ударным/скалывающим бурением, за счет того что дистальная часть скалывающего режущего элемента выполнена скругленной для предотвращения больших локализованных напряжений в режущих элементах.In operation, the known shear drill bit for impact drilling is rotated around its longitudinal axis, which causes the formation rock to become chipped when the drill bit rotates. At the same time, the hammer strikes the bit, thereby imparting additional force to hammer drilling. Shear cutting elements are specially designed to withstand unusual stresses caused by combined impact / shear drilling, due to the fact that the distal part of the shear cutting element is rounded to prevent large localized stresses in the cutting elements.
Таким образом, недостатком данного известного скалывающего бурового долота для ударного бурения является то, что оно требует применения серийно выпускаемых скалывающих режущих элементов. Данные серийные скалывающие режущие элементы применяются как для скалывающего, так и для аксиального бурения. Такое применение основано на скругленной форме дистальной части, однако скалывающее бурение становится невозможным при износе скалывающих режущих элементов, что представляет собой другой недостаток данного известного скалывающего бурового долота для ударного бурения.Thus, the disadvantage of this known shearing drill bit for impact drilling is that it requires the use of commercially available shearing cutting elements. These serial shearing cutting elements are used for both shearing and axial drilling. Such an application is based on the rounded shape of the distal part, however, shearing drilling becomes impossible when the shearing cutting elements are worn, which is another disadvantage of this known shearing drill bit for percussion drilling.
В соответствии с изобретением разработано буровое долото для ударного бурения, предназначенное для бурения подземного пласта, имеющее центральную продольную ось, выполненное с возможностью приведения его в действие посредством сообщения аксиального ударного движения вдоль оси и вращательного движения вокруг оси, и содержащее множество лопастей, выступающих от бурового долота, множество проточных каналов, проходящих вдоль бурового долота в по существу радиальном направлении, при этом следующие один за другим, проточные каналы образованы между двумя соседними лопастями, скалывающие режущие элементы, расположенные в ряду на передней кромке или вблизи передней кромки, по меньшей мере, одной лопасти относительно направления вращательного движения позади и вблизи проточного канала, сообщенного с ней и предназначенного для прохода текучей среды и, тем самым, удаления обломков выбуренной породы, скапливающихся перед рядом скалывающих режущих элементов, осевые режущие элементы, расположенные относительно направления вращательного движения в заднем положении относительно ряда скалывающих режущих элементов и сообщенного с ним проточного канала.In accordance with the invention, an impact drill bit is provided for drilling an underground formation having a central longitudinal axis configured to actuate it by communicating axial impact motion along the axis and rotational movement around the axis, and comprising a plurality of blades protruding from the drilling bits, a plurality of flow channels extending along the drill bit in a substantially radial direction, with successive flow channels forming one after the other between two adjacent blades, shearing cutting elements located in a row on the leading edge or near the leading edge of at least one blade relative to the direction of rotational movement behind and near the flow channel communicated with it and intended for the passage of fluid and, thereby , removing cuttings that accumulate in front of a row of shearing cutting elements, axial cutting elements located relative to the direction of rotational movement in the rear position but a number of shearing cutting elements and a flow channel communicated with it.
Буровое долото согласно изобретению содержит осевые режущие элементы в дополнение к скалывающим режущим элементам. Основная функция осевых режущих элементов состоит в восприятии повторно-ударных нагрузок, возникающих при соударении бурового долота и пласта земли, в то время как основная функция скалывающих режущих элементов состоит в соскребании обломков выбуренной породы с забоя скважины.The drill bit according to the invention comprises axial cutting elements in addition to shearing cutting elements. The main function of the axial cutting elements is to perceive the repeated shock loads that occur during the collision of the drill bit and the earth formation, while the main function of shearing cutting elements is to scrape off cuttings from the bottom of the well.
Поскольку, по меньшей мере, часть осевых ударных нагрузок, сопровождающих ударное движение, воспринимается осевыми режущими элементами, долговечность скалывающих режущих элементов дополнительно повышается.Since at least a part of the axial impact loads accompanying the impact movement is perceived by the axial cutting elements, the durability of the cutting cutting elements is further enhanced.
Одновременно сохраняется эффективность скалывающих режущих элементов, поскольку осевые режущие элементы расположены сзади по отношению к ряду скалывающих режущих элементов, так что по существу радиальный проточный канал обеспечит полную эффективность при удалении обломков выбуренной породы, скапливающихся перед рядом скалывающих режущих элементов. Таким образом, предотвращается так называемое налипание породы на долото, при котором горная мука и каменная мелочь, скопившиеся перед скалывающими режущими элементами, смешиваются с промывочной жидкостью, такой как вода, нефть или буровой раствор, с образованием пасты в забое ствола скважины. Налипание породы на долото нежелательно, поскольку нагрузку, создаваемую массой долота, будет воспринимать образующаяся в результате паста вместо расположенной под ним, горной породы.At the same time, the efficiency of shearing cutting elements is maintained, since the axial cutting elements are located at the rear with respect to the row of shearing cutting elements, so that a substantially radial flow channel will provide full efficiency when removing cuttings that accumulate in front of a number of shearing cutting elements. Thus, the so-called sticking of the rock to the bit is prevented, in which rock flour and stone fines accumulated in front of the shearing cutting elements are mixed with the flushing fluid, such as water, oil or drilling mud, with the formation of paste in the bottom of the wellbore. The sticking of the rock onto the bit is undesirable, since the load created by the mass of the bit will be absorbed by the resulting paste instead of the rock located below it.
В качестве дополнительного преимущества настоящего изобретения осевые режущие элементы могут быть оптимизированы для бурения в осевом направлении, в то время как скалывающие режущие элементы могут быть оптимизированы независимо для скалывающего бурения, и при этом отсутствует необходимость принимать во внимание способность бурению в осевом направлении.As an additional advantage of the present invention, axial cutting elements can be optimized for drilling in the axial direction, while shearing cutting elements can be optimized independently for shearing drilling, and there is no need to take into account the ability of drilling in the axial direction.
Дистальная часть скалывающих режущих элементов может быть заостренной и оставаться заостренной в течение сравнительно продолжительного эксплуатационного срока службы для достижения высокой эффективности скалывания. В частности, скалывающие режущие элементы могут характеризоваться большей эффективностью скалывания по сравнению с осевыми режущими элементами.The distal portion of the shearing cutting elements may be pointed and pointed for a relatively long operational life to achieve high shearing performance. In particular, shearing cutting elements can be characterized by greater shearing efficiency compared to axial cutting elements.
Осевые режущие элементы могут быть более стойкими к воздействию осевых ударных нагрузок по сравнению со скалывающими режущими элементами.Axial cutting elements can be more resistant to axial impact compared to shearing cutting elements.
Также было установлено, что буровое долото согласно изобретению обеспечивает возможность непрерывной работы даже при умеренном износе режущих элементов, и при этом не происходит существенного снижения скоростей бурения.It was also found that the drill bit according to the invention provides the possibility of continuous operation even with moderate wear of the cutting elements, and there is no significant reduction in drilling speeds.
Следует отметить, что в патенте США 6253864 на фиг.9 показано буровое долото для ударного бурения, в котором ударная и скалывающая составляющие воздействия при бурении выполняются отдельными режущими элементами, при этом куполообразные осевые режущие элементы оптимизированы для ударной проходки пласта земли, и скалывающие режущие элементы оптимизированы для проходки за счет скалывания. Однако осевые режущие элементы в данном известном буровом долоте для ударного бурения расположены впереди режущих элементов. Следовательно, данное известное буровое долото для ударного бурения не имеет проточных каналов, расположенных непосредственно перед скалывающими режущими элементами и вблизи скалывающих режущих элементов, но вместо этого оно имеет локализованные сопла и струи высокого давления, направленные к режущим элементам. При отсутствии проточных каналов впереди скалывающих режущих элементов обломки выбуренной породы удаляются в недостаточной степени, и осевые режущие элементы даже способствуют возникновению нежелательного налипания породы на долото, поскольку осевые режущие элементы расположены впереди скалывающих режущих элементов, то есть там, где обломки выбуренной породы выталкиваются скалывающими режущими элементами.It should be noted that, in US Pat. No. 6,253,864, FIG. 9 shows a percussion drill bit in which the impact and shearing impact components are drilled by separate cutting elements, while the domed axial cutting elements are optimized for impact penetration of the earth formation, and the cutting cutting elements optimized for penetration due to chipping. However, the axial cutting elements in this known percussion drill bit are located in front of the cutting elements. Therefore, this known percussion drill bit does not have flow channels located directly in front of the shearing cutting elements and near the shearing cutting elements, but instead it has localized nozzles and high pressure jets directed towards the cutting elements. In the absence of flow channels in front of the shearing cutting elements, cuttings are not sufficiently removed, and the axial cutting elements even contribute to undesirable sticking of the rock to the bit, since the axial cutting elements are located in front of the shearing cutting elements, that is, where the cuttings are drilled by the shearing cutting elements.
В предпочтительном варианте осуществления осевые режущие элементы расположены на той же лопасти, что и скалывающие режущие элементы. За счет этого создается прочное и устойчивое буровое долото для ударного бурения.In a preferred embodiment, the axial cutting elements are located on the same blade as the shearing cutting elements. This creates a strong and stable drill bit for percussion drilling.
В особо предпочтительном варианте осуществления за осевыми режущими элементами непосредственно следует следующий проточный канал, при этом предпочтительно они не отделены от следующего проточного канала одним или несколькими скалывающими режущими элементами. Таким образом, любая порода, которая может начать налипать на долото под осевыми режущими элементами первой лопасти, счищается с помощью последующего соседнего проточного канала, который связан с рядом скалывающих режущих элементов следующей лопасти.In a particularly preferred embodiment, the axial cutting elements are immediately followed by the next flow channel, preferably they are not separated from the next flow channel by one or more chipping cutting elements. Thus, any rock that may begin to adhere to the bit under the axial cutting elements of the first blade is scraped off using a subsequent adjacent flow channel, which is connected to a number of shearing cutting elements of the next blade.
Соотношение количества осевых режущих элементов и количества скалывающих режущих элементов может быть оптимизировано в зависимости от типа пласта земли, подлежащего бурению. Пласты земли, содержащие относительно твердую породу, такую как гранит, можно бурить при сравнительно меньшем числе скалывающих режущих элементов и большем общем числе режущих элементов, в результате чего ударная нагрузка при ударном бурении будет распределена по большему количеству осевых режущих элементов. Более мягкую горную породу, такую как известняк или песчаник, лучше всего бурить с использованием долота, имеющего довольно много скалывающих режущих элементов, поскольку ударные нагрузки будут более низкими, а вероятность налипания породы на долото будет выше.The ratio of the number of axial cutting elements to the number of shearing cutting elements can be optimized depending on the type of earth layer to be drilled. Layers of earth containing relatively hard rock, such as granite, can be drilled with a relatively smaller number of shearing cutting elements and a larger total number of cutting elements, as a result of which the shock load during impact drilling will be distributed over a larger number of axial cutting elements. A softer rock, such as limestone or sandstone, is best drilled using a bit that has quite a few chipping cutting elements, since the impact loads will be lower and the likelihood of rock sticking to the bit will be higher.
Вариант осуществления, в котором предусмотрено больше осевых режущих элементов, чем скалывающих режущих элементов, является предпочтительным для бурения более твердых пластов земли.An embodiment in which more axial cutting elements are provided than shearing cutting elements is preferred for drilling harder layers of the earth.
В соответствии с настоящим изобретением также создана бурильная система для бурения ствола скважины в подземном пласте, содержащая бурильную колонну, снабженную вышеописанным буровым долотом для ударного бурения; первое приводное средство для приведения бурового долота во вращение в стволе скважины для осуществления соскребающего движения скалывающих режущих элементов вдоль забоя скважины и второе приводное средство для обеспечения возвратно-поступательного движения бурового долота в продольном направлении в стволе скважины для воздействия, по меньшей мере, осевых режущих элементов с ударной нагрузкой на забой скважины.In accordance with the present invention, there is also provided a drilling system for drilling a borehole in a subterranean formation, comprising a drill string provided with the above-described percussion drill bit; first drive means for bringing the drill bit into rotation in the wellbore to effect scraping movement of shearing cutting elements along the bottom of the well and second drive means for providing reciprocating movement of the drill bit in the longitudinal direction in the wellbore for at least axial cutting elements with shock load on the bottom of the well.
В предпочтительном варианте осуществления один или несколько из скалывающих режущих элементов выполнены с предварительно режущей плоской ударной поверхностью, по существу параллельной к плоскости, которая перпендикулярна продольной оси. Даже несмотря на то, что предусмотрены осевые режущие элементы для восприятия осевой ударной нагрузки, невозможно избежать того, что скалывающие режущие элементы будут воспринимать часть ударной нагрузки. Благодаря предварительно режущей плоской ударной поверхности уменьшается концентрация напряжений при ударе на скалывающих режущих элементах, и в результате этого они не будут разрушаться так скоро, как скалывающие режущие элементы, которые не имеют предварительно режущей плоской ударной поверхности. Было установлено, что кромка естественного износа является недостаточно ровной для того, чтобы обеспечить эффективное уменьшение концентрации напряжений при ударе.In a preferred embodiment, one or more of the shearing cutting elements is made with a pre-cutting flat impact surface substantially parallel to a plane that is perpendicular to the longitudinal axis. Even though axial cutting elements are provided for sensing axial impact, it is impossible to avoid that shearing cutting elements will absorb part of the impact load. Thanks to the pre-cutting flat striking surface, the stress concentration is reduced upon impact on the shearing cutting elements, and as a result, they will not collapse as soon as shearing cutting elements that do not have a pre-cutting flat striking surface. It was found that the edge of natural wear is not even enough to provide an effective reduction in stress concentration upon impact.
Было установлено, что буровое долото или бурильная система, снабженные скалывающими режущими элементами, имеющими предварительно режущую плоскую ударную поверхность, вызывают меньше состояний прерывистых крутильных колебаний в бурильной системе, при которых долото вбивается в пласт земли с остановом его, в то время как бурильная колонна закручивается с помощью расположенного на поверхности привода вращательного движения до тех пор, пока она не высвободится резко с относительно высокой частотой вращения. Такие прерывистые крутильные колебания периодически повторяются, и высокая частота вращения, связанная со прерывистыми крутильными колебаниями, может привести к серьезным повреждениям режущих элементов на буровом долоте.It has been found that a drill bit or drill system equipped with shearing cutting elements having a pre-cutting flat impact surface causes fewer intermittent torsional vibrations in the drill system, in which the drill bit is driven into the earth formation while it is stopped, while the drill string is twisted by means of a rotational movement located on the surface of the drive until it is released abruptly at a relatively high speed. Such intermittent torsional vibrations are periodically repeated, and the high rotational speed associated with intermittent torsional vibrations can cause severe damage to the cutting elements on the drill bit.
Способ по изобретению включает операции выполнения бурильной системы в соответствии с одним из определенных выше вариантов осуществления, размещения бурового долота у подземного пласта земли, который должен быть пробурен, осуществления вращательного движения вокруг оси при одновременном сохранении усилия, действующего на буровое долото у пласта земли в аксиальном направлении, и периодического обеспечения ударного воздействия на буровое долото.The method according to the invention includes the operations of the drilling system in accordance with one of the above embodiments, the placement of the drill bit at the underground earth layer to be drilled, the rotation movement around the axis while maintaining the force acting on the drill bit at the earth bed in axial direction, and periodically providing impact on the drill bit.
Изобретение далее будет проиллюстрировано в виде примера со ссылкой на сопровождающие чертежи, на которых изображено следующее:The invention will now be illustrated by way of example with reference to the accompanying drawings, in which the following is depicted:
фиг.1а показывает вид в перспективе трехлопастного бурового долота с размером 6 дюймов для ударного бурения в соответствии с изобретением;figa shows a perspective view of a three-inch drill bit with a size of 6 inches for percussion drilling in accordance with the invention;
фиг.1b показывает вид сверху торца бурового долота для ударного бурения, показанного на фиг.1а;fig.1b shows a top view of the end face of the drill bit for shock drilling, shown in figa;
фиг.2а показывает вид в перспективе четырехлопастного бурового долота с размером 6 дюймов для ударного бурения в другом варианте осуществления изобретения;figa shows a perspective view of a four-inch drill bit with a size of 6 inches for percussion drilling in another embodiment of the invention;
фиг.2b показывает вид сверху торца бурового долота для ударного бурения, показанного на фиг.2а;fig.2b shows a top view of the end face of the drill bit for shock drilling, shown in figa;
фиг.3 показывает вид сверху торца долота с размером 8 дюймов, имеющего 8 лопастей, в соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения;FIG. 3 shows a top view of an end face of an 8 inch bit having 8 blades, in accordance with yet another embodiment of the invention; FIG.
фиг.4 представляет собой схематическое сечение, показывающее расположение режущих элементов;figure 4 is a schematic section showing the location of the cutting elements;
фиг.5 схематически показывает различные скалывающие режущие элементы, имеющие предварительно обработанные резанием плоские ударные поверхности.5 schematically shows various shearing cutting elements having pre-machined flat impact surfaces.
На фигурах аналогичные элементы имеют идентичные ссылочные позиции.In the figures, like elements have identical reference numerals.
Вид в перспективе трехлопастного бурового долота для ударного бурения в соответствии с изобретением показан на фиг.1а. Буровое долото содержит хвостовик 1, проходящий в продольном направлении вокруг центральной продольной оси бурового долота, при этом указанный хвостовик может быть специально приспособлен для вставки внутрь бурильной колонны. Задний конец хвостовика соединен с ударной поверхностью 2 для восприятия ударных воздействий со стороны молотка для ударного бурения, предпочтительно молотка с совершающим возвратно-поступательное движение поршнем (непоказанного). Передний конец хвостовика соединен с бурильной головкой 3. Хвостовик 1 выполнен с множеством шлицев 4, проходящих по существу в продольном направлении вдоль хвостовика 1. Шлицы 4 служат для соединения бурильной колонны и хвостовика 1 с возможностью передачи вращательного движения, так что буровое долото может быть приведено в действие посредством сообщения как ударного движения в осевом направлении, так и вращательного движения вокруг центральной продольной оси.A perspective view of a three-blade percussion drill bit in accordance with the invention is shown in FIG. 1 a. The drill bit contains a shank 1 extending in the longitudinal direction around the central longitudinal axis of the drill bit, while the specified shank can be specially adapted for insertion into the drill string. The rear end of the shank is connected to the impact surface 2 for receiving impact from the hammer for impact drilling, preferably a hammer with a reciprocating piston (not shown). The front end of the shank is connected to the
Как показано на фиг.1 и 2, бурильная головка 3 выполнена с тремя лопастями 61, 62 и 63, которые выступают от бурового долота. Зоны между лопастями 61, 62, 63 утоплены по отношению к лопастям и, следовательно, образуют проточные каналы 71, 72, 73. Проточные каналы 71, 72, 73 по существу проходят радиально вдоль бурильной головки 3.As shown in figures 1 and 2, the
В бурильной головке 3 выполнено центральное проходное отверстие 8 для пропускания промывочной жидкости. В дополнение к центральному проходному отверстию 8 или вместо центрального проходного отверстия 8 могут быть предусмотрены проходные отверстия 81, 82, 83 в проточных каналах 71, 72, 73 между лопастями 61, 62, 63. Все проходные отверстия соединены с центральным продольным отверстием (непоказанным), проходящим через хвостовик 1.In the
При операциях бурения углеводородных скважин бурильную колонну обычно приводят во вращение в направлении по часовой стрелке. Стрелки 5 на фиг.1а и 1b показывают направление вращательного движения, которое при эксплуатации сообщается буровому долоту.In hydrocarbon well drilling operations, the drill string is usually rotated in a clockwise direction. Arrows 5 in figa and 1b show the direction of rotational movement, which during operation is reported to the drill bit.
Таким образом, каждая из лопастей 61, 62, 63 имеет переднюю кромку 91, 92, 93 относительно направления вращательного движения 5. Скалывающие режущие элементы 9 расположены в ряду на передней кромке 91, 92, 93 каждой соответствующей лопасти 61, 62, 63. Каждый ряд скалывающих режущих элементов 9 имеет проточный канал, связанный с ним, непосредственно перед рядом скалывающих режущих элементов 9 относительно направления вращательного движения 5. Скалывающие режущие элементы 9 имеют форму, оптимизированную для соскребания вдоль забоя скважины и, тем самым, срезания кусков пласта с забоя скважины.Thus, each of the
За каждым рядом скалывающих режущих элементов 9, таким образом, в заднем положении по отношению к каждому ряду скалывающих режущих элементов 9 на лопастях 61, 62, 63 предусмотрены осевые режущие элементы 10, 11. Осевые режущие элементы 10, 11 имеют форму, оптимизированную для вдавливания в осевом направлении в пласт земли в забое скважины и, тем самым, возможного дробления породы пласта.Behind each row of
Наружные периферийные участки лопастей 61, 62, 63 могут быть предусмотрены с периферийными [калибрующими] защитными элементами 12, предпочтительно покрытыми поликристаллическими синтетическими алмазами.The outer peripheral portions of the
Фиг.2а показывает вид в перспективе, и фиг.2b показывает вид сверху варианта бурового долота по изобретению, имеющего четыре лопасти 6 и, следовательно, четыре проточных канала 7. В других отношениях данный вариант аналогичен варианту, показанному на фиг.1а и 1b. В частности, расположение рядов скалывающих режущих элементов 9 на передних кромках лопастей и расположение осевых режущих элементов 10, 11 в заднем положении по отношению к рядам скалывающих режущих элементов 9 аналогичны первому рассмотренному варианту осуществления.Fig. 2a shows a perspective view, and Fig. 2b shows a top view of an embodiment of a drill bit according to the invention having four
Диаметр наружной периферии буровых долот для ударного бурения, рассмотренных выше на фиг.1а и 1b и на фиг.2а и 2b, составляет 6 дюймов, что соответствует приблизительно 15 см. Вариант торца долота с размером 8 дюймов (что соответствует наружному диаметру, составляющему приблизительно 20 см) показан на фиг.3. В данном варианте осуществления использовано восемь лопастей 6 и соответствующее число проточных каналов 7. Каждый проточный канал 7 выполнен с проходным отверстием 81 для обеспечения возможности поступления промывочной жидкости в соответствующий проточный канал. Поскольку данный торец долота, показанного на фиг.3, имеет больший диаметр по сравнению с торцами, показанными на фиг.1 и 2, на нем может быть размещено большее количество скалывающих режущих элементов 9 и осевых режущих элементов 10, 11.The diameter of the outer periphery of the percussion drill bits described above in FIGS. 1a and 1b and in FIGS. 2a and 2b is 6 inches, which corresponds to approximately 15 cm. A variant of the end face of a bit with a size of 8 inches (which corresponds to an outside diameter of approximately 20 cm) is shown in FIG. In this embodiment, eight
В вышеописанных буровых долотах для ударного бурения, изображенных на фиг.2а и 2b и фиг.3, скалывающие режущие элементы в первом указанном ряде скалывающих режущих элементов расположены в радиальных положениях, отличающихся от радиальных положений, в которых расположены скалывающие режущие элементы во втором указанном ряде скалывающих режущих элементов на другой лопасти. Таким образом, зазоры, остающиеся между соседними скалывающими режущими элементами в одном ряду, перекрываются скалывающими режущими элементами в следующем ряду на другой лопасти, когда буровое долото приводится во вращение. В идеальном случае круговые траектории совокупности скалывающих режущих элементов немного перекрываются, так что получается непрерывная полоса срезанной породы на большей части площади поверхности забоя ствола скважины.In the above-described percussion drill bits shown in FIGS. 2a and 2b and FIG. 3, shearing cutting elements in the first specified row of shearing cutting elements are located in radial positions different from the radial positions in which the shearing cutting elements are in the second specified row shearing cutting elements on another blade. Thus, the gaps remaining between adjacent shearing cutting elements in one row overlap with shearing cutting elements in the next row on the other blade when the drill bit is rotated. In the ideal case, the circular paths of the aggregate of shearing cutting elements overlap slightly, so that a continuous strip of cut rock is obtained over most of the surface area of the bottom of the wellbore.
На фиг.4 показано схематическое изображение расположения режущих элементов, если смотреть в тангенциальном сечении, на котором видны лопасть 6 и ее передняя кромка 91. Скалывающий режущий элемент 9 предусмотрен на передней кромке 91 или вблизи с передней кромкой 91 и предназначен для скалывающего срезания породы пласта 13 и соскребания обломков 20 выбуренной породы в проточный канал 71. Осевой режущий элемент 10 находится за скалывающим режущим элементом 9 по отношению к направлению вращательного движения 5.Figure 4 shows a schematic representation of the location of the cutting elements when viewed in a tangential section, on which the
Скалывающий режущий элемент 9 имеет хвостовик 14, изготовленный из твердого материала, при этом подходящим материалом для него является карбид вольфрама. Гребковая поверхность, обращенная к соответствующему проточному каналу 71, покрыта слоем 15 поликристаллического алмаза. Такой скалывающий режущий элемент, имеющий режущую поверхность из поликристаллического алмаза, известен как режущий элемент, армированный поликристаллическими синтетическими алмазами. В дополнение к гребковой поверхности скалывающий режущий элемент имеет предварительную режущую плоскую ударную поверхность 19, проходящую по существу перпендикулярно центральной продольной оси бурового долота и по существу параллельно поверхности пласта 13 в забое скважины.The
Осевой режущий элемент 10 имеет хвостовик 16, который, по меньшей мере, на одной стороне выполнен с полусферической или куполообразной режущей поверхностью 17. Режущий элемент выполнен из твердого материала, при этом подходящим материалом для него является карбид вольфрама. Если требуется, режущий элемент может иметь слой поликристаллического алмаза, в результате чего образуется осевой режущий элемент, армированный поликристаллическими синтетическими алмазами.The
Для защиты скалывающего режущего элемента 9 от всестороннего воздействия на него пробивающих ударных нагрузок данные элементы могут быть расположены с углублением их относительно осевых режущих элементов 10, 11, так что осевые режущие элементы 10, 11 будут ударяться о породу 13 в забое скважины до того, как это сделает скалывающий режущий элемент 9. В идеальном случае утопленное расположение обеспечивает нахождение скалывающего режущего элемента 9 в "поднятом" положении над породой 13 в забое скважины, на некоторой высоте, соответствующей величине, на которую данный элемент утоплен, когда осевые режущие элементы 10, 11 только начинают проникать в новый кусок породы 13. Когда удар завершается, конечная глубина проникновения скалывающего режущего элемента 9 будет меньше глубины проникновения осевых режущих элементов 10, 11 на величину, соответствующую той величине, на которую скалывающий режущий элемент утоплен. Утапливание на любую величину оказывает положительное влияние на долговечность скалывающих режущих элементов, но рекомендуется расположение с утапливанием, по меньшей мере, на 0,25 мм, в то время как предпочтительна величина, составляющая, по меньшей мере, 0,50 мм.To protect the
В примерах, показанных на фиг.1а и 1b, фиг.2а и 2b и фиг.3, наиболее удаленные от центра осевые режущие элементы 11 представляют собой осевые режущие элементы, армированные поликристаллическими синтетическими алмазами, а остальные осевые режущие элементы 10 представляют собой осевые режущие элементы из карбида вольфрама. Таким образом, на данных торцах долота самые дальние от центра осевые режущие элементы 11 являются более твердыми и/или более износостойкими, чем остальные осевые режущие элементы 10.In the examples shown in figa and 1b, figa and 2b and fig.3, the
Скалывающие режущие элементы 9 представляют собой режущие элементы, армированные поликристаллическими синтетическими алмазами. На фиг.5 схематически показано наличие предварительной режущей плоской ударной поверхности 19 на данных скалывающих режущих элементах для разных глубин предварительного резания, составляющих 1 мм, 2 мм и 3 мм. Глубина предварительного резания соответствует обычному расстоянию между предварительно режущей ударной поверхностью 19 и высшей точкой (вершиной) 18, где сходятся наружная поверхность хвостовика скалывающего режущего элемента и гребковая поверхность. Передний угол в тыльной продольной плоскости каждого из данных скалывающих режущих элементов в качестве примера составляет 40°, но может быть использован любой угол меньше 90°.Chipping
Можно видеть, что площадь предварительной режущей плоской ударной поверхности увеличивается по мере увеличения глубины предварительного резания. Предпочтительно глубина предварительного резания составляет от 1 до 3 мм.You can see that the area of the preliminary cutting flat impact surface increases with increasing depth of the preliminary cutting. Preferably, the pre-cutting depth is from 1 to 3 mm.
В процессе эксплуатации буровое долото для ударного бурения включено в бурильную систему, в которой буровое долото для ударного бурения удерживается бурильной колонной. Бурильная система дополнительно содержит первое приводное средство для приведения бурового долота во вращение в стволе скважины для осуществления соскребающего движения скалывающих режущих элементов вдоль забоя ствола скважины и второе приводное средство для обеспечения возвратно-поступательного движения бурового долота в продольном направлении в стволе скважины для воздействия, по меньшей мере, осевых режущих элементов с ударной нагрузкой на забой скважины, при этом первое и второе приводные средства приводятся в действие оба одновременно. Вторым приводным средством предпочтительно является молоток, более предпочтительно молоток с совершающим возвратно-поступательное движение поршнем. Во время операции бурения промывочная жидкость нагнетается по бурильной колонне, сообщенной по текучей среде с проходными отверстиями 8, 81, 82, 83. Пригодными промывочными жидкостями являются буровой раствор, вода, нефть или пена, и они могут варьироваться в зависимости от типа породы пласта, подлежащего бурению.During operation, an impact drill bit is included in a drilling system in which an impact drill bit is held by a drill string. The drilling system further comprises first drive means for driving the drill bit into rotation in the wellbore to effect scraping movement of shearing cutting elements along the bottom of the wellbore, and second drive means for reciprocating the drill bit in the longitudinal direction in the wellbore for at least least axial cutting elements with an impact load on the bottom of the well, while the first and second drive means are driven by both one in time. The second drive means is preferably a hammer, more preferably a hammer with a reciprocating piston. During a drilling operation, drilling fluid is injected through a drill string in fluid communication with through
Как можно лучше всего видеть на фиг.4, и осевые режущие элементы 10, 11, и скалывающие режущие элементы 9 находятся в контакте с пластом 13, так что пробивающая ударная нагрузка распределяется по как можно большему числу режущих элементов. За счет этого долговечность режущих элементов повышается в максимально возможной степени. Для уменьшения концентрации напряжений при ударе, действующих на скалывающие режущие элементы, скалывающие режущие элементы выполнены с предварительно обработанной резанием ударной поверхностью, как описано выше. Эти предварительные режущие ударные поверхности, которые также можно рассматривать как предварительно режущие кромки износа, также полезны для уменьшения склонности к созданию так называемых прерывистых крутильных колебаний в бурильной системе.As best seen in FIG. 4, both the
В результате пробивающих ударных воздействий в осевом направлении происходит дробление породы пласта 13 под режущими элементами. При вращении долота скалывающие режущие элементы 9 совершают соскребающее (скоблящее) движение вдоль поверхности забоя и постепенно создают горную муку и каменную мелочь из осколков выбуренной породы и промывочной жидкости. Горная мука и каменная мелочь выталкиваются в зону перед скалывающими режущими элементами 9, где имеется проточный канал 7 с промывочной жидкостью, проходящей по нему в направлении по существу радиально наружу. Оттуда счищенные обломки выбуренной породы смываются в кольцевое пространство ствола скважины и удаляются из зоны забоя.As a result of piercing impacts in the axial direction, the rock of the
Для дополнительного способствования вымыванию осколков выбуренной породы по проточным каналам гребковая поверхность каждого скалывающего режущего элемента может иметь дополнительный наклон относительно радиального направления бурового долота, при этом дополнительный наклон является таким, что гребковая поверхность будет обеспечивать сталкивание бурового шлама с пласта породы в направлении радиально наружу или радиально внутрь.To further facilitate the washing out of cuttings through the flow channels, the rake surface of each shearing cutting element may have an additional inclination relative to the radial direction of the drill bit, with an additional inclination such that the rake surface will push the drill cuttings from the formation in a direction radially outward or radially inside.
Типовые подходящие рабочие условия для бурового долота, описанного выше, включают нагрузку на долото, находящуюся в диапазоне от 3 до 6 метрических тонн. Количество энергии удара, действующей на буровое долото на один пробивающий удар, может находиться в диапазоне от 0,3 кДж до 5 кДж. Как правило, бурильная система может приводиться в действие с использованием мощности удара, составляющей от 10 до 50 Вт, при частоте ударов от 9 до 30 Гц.Typical suitable operating conditions for the drill bit described above include a bit load in the range of 3 to 6 metric tons. The amount of impact energy acting on the drill bit per punch, can be in the range from 0.3 kJ to 5 kJ. Typically, a drilling system can be driven using an impact power of 10 to 50 watts at a shock frequency of 9 to 30 Hz.
Буровые долота для ударного бурения, показанные и описанные выше, имеют наружные диаметры, составляющие 6 дюймов и 8 дюймов, в качестве примера. Следует понимать, что другие диаметры могут быть использованы аналогичным образом. Изобретение также не ограничено количеством показанных лопастей. Любое число лопастей может быть предусмотрено.The percussion drill bits shown and described above have external diameters of 6 inches and 8 inches, as an example. It should be understood that other diameters can be used in a similar way. The invention is also not limited by the number of blades shown. Any number of blades may be provided.
Claims (14)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP03076614.1 | 2003-05-26 | ||
| EP03076614 | 2003-05-26 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005140560A RU2005140560A (en) | 2006-07-10 |
| RU2332553C2 true RU2332553C2 (en) | 2008-08-27 |
Family
ID=33462167
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005140560/03A RU2332553C2 (en) | 2003-05-26 | 2004-05-25 | Drill bit for percussion drilling, drilling system incorporating such drill bit and well-boring method |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP1627130B1 (en) |
| CN (1) | CN100458097C (en) |
| AR (1) | AR044551A1 (en) |
| AT (1) | ATE347019T1 (en) |
| BR (1) | BRPI0410536A (en) |
| CA (1) | CA2526249A1 (en) |
| CO (1) | CO5630007A2 (en) |
| DE (1) | DE602004003493T2 (en) |
| EG (1) | EG23869A (en) |
| NO (1) | NO20056154L (en) |
| RU (1) | RU2332553C2 (en) |
| WO (1) | WO2004104362A1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2520740C2 (en) * | 2008-12-19 | 2014-06-27 | Варел Интернейшнл, Инд., Л.П. | Multi-seat pdc-drill bit and method of pdc-cutter arrangement at drill bit blades |
| RU2594399C2 (en) * | 2010-12-06 | 2016-08-20 | Варел Интернейшнл, Инд., Л.П. | Improving strength of collar for drill bit pdc using secondary and tertiary cutting elements |
| RU2597226C2 (en) * | 2012-01-09 | 2016-09-10 | Сандвик Интеллекчуал Проперти Аб | Drilling bit for percussion hammer and shank for it |
| RU2600119C2 (en) * | 2011-10-27 | 2016-10-20 | Сандвик Интеллекчуал Проперти Аб | Drill bit with buried teeth and drilling tool for rocky rocks for use with such drilling bit |
| RU2671386C2 (en) * | 2014-03-18 | 2018-10-30 | Сандвик Интеллекчуал Проперти Аб | Percussive drill bit with multiple sets of front cutting inserts |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AR044550A1 (en) | 2003-05-26 | 2005-09-21 | Shell Int Research | DRILLING HEAD AND SYSTEM AND METHOD TO DRILL A DRILLING WELL IN A LAND FORMATION |
| AR044485A1 (en) | 2003-06-12 | 2005-09-14 | Shell Int Research | DRILLING MACHINE WITH PERCUSSION, DRILLING SYSTEM THAT INCLUDES SUCH DRILLING MACHINE AND A METHOD FOR DRILLING A WELL |
| US7455126B2 (en) | 2004-05-25 | 2008-11-25 | Shell Oil Company | Percussive drill bit, drilling system comprising such a drill bit and method of drilling a bore hole |
| US9784038B2 (en) * | 2013-06-17 | 2017-10-10 | Longyear Tm, Inc. | High-productivity drill bits |
| CN103696697B (en) * | 2013-12-19 | 2017-01-04 | 北京科技大学 | A kind of rock deep-hole high speed water drill bit and preparation technology thereof |
| WO2016160637A1 (en) * | 2015-03-30 | 2016-10-06 | Schlumberger Canada Limited | Indexing drill bit |
| CN104895500A (en) * | 2015-05-28 | 2015-09-09 | 山东中瑞工程机械有限公司 | Drill bit for cluster type down-hole hammer |
| PL3760828T3 (en) | 2019-07-05 | 2022-06-20 | Sandvik Mining And Construction Tools Ab | Drill bit |
| CN114718465B (en) * | 2022-04-18 | 2023-05-26 | 中南大学 | Dynamic pull-shear tunneling drill bit and composite rock breaking method |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5025875A (en) * | 1990-05-07 | 1991-06-25 | Ingersoll-Rand Company | Rock bit for a down-the-hole drill |
| DE4211048C1 (en) * | 1992-04-02 | 1993-05-06 | Boart Hwf Gmbh & Co Kg Hartmetallwerkzeugfabrik, 6419 Burghaun, De | |
| US6253864B1 (en) * | 1998-08-10 | 2001-07-03 | David R. Hall | Percussive shearing drill bit |
| CA2260612C (en) * | 1999-02-03 | 2005-04-26 | Dresser Industries, Inc. | Pneumatic hammer drilling assembly for use in directional drilling |
| AUPR879901A0 (en) * | 2001-11-13 | 2001-12-06 | Sds Digger Tools Pty Ltd | An improved transmission sleeve |
-
2004
- 2004-05-24 AR ARP040101787A patent/AR044551A1/en unknown
- 2004-05-25 WO PCT/EP2004/050912 patent/WO2004104362A1/en active Application Filing
- 2004-05-25 DE DE602004003493T patent/DE602004003493T2/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-05-25 BR BRPI0410536-2A patent/BRPI0410536A/en not_active IP Right Cessation
- 2004-05-25 EP EP04741645A patent/EP1627130B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-05-25 CN CNB2004800144286A patent/CN100458097C/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-05-25 AT AT04741645T patent/ATE347019T1/en not_active IP Right Cessation
- 2004-05-25 RU RU2005140560/03A patent/RU2332553C2/en not_active IP Right Cessation
- 2004-05-25 CA CA002526249A patent/CA2526249A1/en not_active Abandoned
-
2005
- 2005-11-22 EG EGNA2005000752 patent/EG23869A/en active
- 2005-11-23 CO CO05118914A patent/CO5630007A2/en not_active Application Discontinuation
- 2005-12-23 NO NO20056154A patent/NO20056154L/en not_active Application Discontinuation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ИВАНОВ К.И. и др. Техника бурения при разработке месторождений полезных ископаемых. - М.: Недра, 1987, с.223-226. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2520740C2 (en) * | 2008-12-19 | 2014-06-27 | Варел Интернейшнл, Инд., Л.П. | Multi-seat pdc-drill bit and method of pdc-cutter arrangement at drill bit blades |
| RU2594399C2 (en) * | 2010-12-06 | 2016-08-20 | Варел Интернейшнл, Инд., Л.П. | Improving strength of collar for drill bit pdc using secondary and tertiary cutting elements |
| RU2600119C2 (en) * | 2011-10-27 | 2016-10-20 | Сандвик Интеллекчуал Проперти Аб | Drill bit with buried teeth and drilling tool for rocky rocks for use with such drilling bit |
| RU2597226C2 (en) * | 2012-01-09 | 2016-09-10 | Сандвик Интеллекчуал Проперти Аб | Drilling bit for percussion hammer and shank for it |
| RU2671386C2 (en) * | 2014-03-18 | 2018-10-30 | Сандвик Интеллекчуал Проперти Аб | Percussive drill bit with multiple sets of front cutting inserts |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE602004003493T2 (en) | 2007-09-20 |
| CN1795318A (en) | 2006-06-28 |
| CO5630007A2 (en) | 2006-04-28 |
| RU2005140560A (en) | 2006-07-10 |
| CA2526249A1 (en) | 2004-12-02 |
| EP1627130A1 (en) | 2006-02-22 |
| ATE347019T1 (en) | 2006-12-15 |
| NO20056154L (en) | 2006-02-17 |
| EG23869A (en) | 2007-11-26 |
| BRPI0410536A (en) | 2006-06-20 |
| AR044551A1 (en) | 2005-09-21 |
| DE602004003493D1 (en) | 2007-01-11 |
| CN100458097C (en) | 2009-02-04 |
| EP1627130B1 (en) | 2006-11-29 |
| WO2004104362A1 (en) | 2004-12-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP1641998B1 (en) | Percussive drill bit | |
| RU2332554C2 (en) | Drill bit, system and method of well-boring in subsurface bed | |
| US7455126B2 (en) | Percussive drill bit, drilling system comprising such a drill bit and method of drilling a bore hole | |
| US6338390B1 (en) | Method and apparatus for drilling a subterranean formation employing drill bit oscillation | |
| US7461706B2 (en) | Drilling apparatus with percussive action cutter | |
| RU2332553C2 (en) | Drill bit for percussion drilling, drilling system incorporating such drill bit and well-boring method | |
| GB2385351A (en) | Device for drilling a subterranean formation with variable depth of cut | |
| US20130186693A1 (en) | Hybrid drill bit | |
| WO2012039630A1 (en) | Hybrid drill bit | |
| AU2002302794A1 (en) | Drilling apparatus | |
| CN110145240A (en) | A kind of diamond bit suitable for hard formation drilling | |
| WO2013136113A1 (en) | Hybrid drill bit | |
| CN109339709A (en) | It is novel to bore PDC cutter composite drill bit again | |
| CN201517372U (en) | Pneumatic punching and shaving drillbit for complicated mountainous regions | |
| RU2470135C1 (en) | Drilling bit | |
| SU596709A1 (en) | Diamond bit | |
| JP4062216B2 (en) | Drilling tools |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090526 |