RU2374420C1 - Буровое лопастное долото - Google Patents
Буровое лопастное долото Download PDFInfo
- Publication number
- RU2374420C1 RU2374420C1 RU2008152613/03A RU2008152613A RU2374420C1 RU 2374420 C1 RU2374420 C1 RU 2374420C1 RU 2008152613/03 A RU2008152613/03 A RU 2008152613/03A RU 2008152613 A RU2008152613 A RU 2008152613A RU 2374420 C1 RU2374420 C1 RU 2374420C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bit
- drilling
- composite coating
- rock
- blades
- Prior art date
Links
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 37
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 31
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims abstract description 30
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims abstract description 22
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000010432 diamond Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 5
- 239000010410 layer Substances 0.000 abstract description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 abstract 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 16
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 14
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 7
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 7
- 210000004283 incisor Anatomy 0.000 description 5
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 229910000570 Cupronickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000011247 coating layer Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- YOCUPQPZWBBYIX-UHFFFAOYSA-N copper nickel Chemical compound [Ni].[Cu] YOCUPQPZWBBYIX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000005021 gait Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 238000004663 powder metallurgy Methods 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000002344 surface layer Substances 0.000 description 1
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 1
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003466 welding 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
- E21B10/46—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts
- E21B10/54—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts the bit being of the rotary drag type, e.g. fork-type bits
- E21B10/55—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts the bit being of the rotary drag type, e.g. fork-type bits with preformed cutting elements
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
Изобретение относится к породоразрушающему инструменту, применяемому для бурения нефтяных и газовых скважин, особенно для бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин и пород, представленных чередованием пропластков различной твердости. Технический результат - улучшение управляемости с одновременным повышением виброустойчивости долота PDC за счет применения специального композиционного покрытия и регулировки выступания резца над этим покрытием. Буровое лопастное долото включает корпус с присоединительной резьбой, центральным каналом и выходными отверстиями для промывочной жидкости и лопастями, оснащенными поликристаллическими алмазными резцами PDC. Поверхность лопастей снабжена композиционным покрытием, имеющим различную износостойкость по толщине, при этом стойкость композиционного покрытия к абразивному износу увеличивается в направлении от наружной поверхности к нижележащим слоям, а величина выступа резцов вблизи центра долота над поверхностью композиционного покрытия заведомо меньше необходимого для бурения самых твердых пород в данном геологическом разрезе. 4 ил.
Description
Изобретение относится к породоразрушающему инструменту, применяемому для бурения нефтяных и газовых скважин, особенно для бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин и пород, представленных чередованием пропластков различной твердости.
При направленном бурении скважин с использованием забойного двигателя, оснащенного механизмом перекоса осей или кривым переводником между силовой и шпиндельной секциями, большое значение имеет характеристика «момент-нагрузка» бурового долота. Вследствие большой протяженности буровой скважины, ее изгибов и при повышении зенитного угла оси ствола скважины вес буровой колонны может распределяться на стенках скважины и не доходить до долота. По мере разгрузки буровой колонны с буровой установки вес колонны становится больше силы трения покоя о стенку скважины и происходит «срыв» бурильной колонны со стенок скважины. Это приводит к значительному скачку осевой нагрузки на долото. Таким образом, бурение наклонных и горизонтальных скважин проходит в условиях значительной неравномерности значений осевой нагрузки, прикладываемой к долоту. При этом происходит чрезмерное внедрение резцов в горную породу и значительное увеличение потребного для вращения долота крутящего момента. Если долото реагирует на изменение осевой нагрузки значительным изменением потребного крутящего момента, необходимого для его вращения, то это приводит к закручиванию бурильной колонны и неконтролируемому изменению угла плоскости установки отклонителя относительно оси скважины, то есть происходит потеря «управляемости». Становится трудно, а во многих случаях и невозможно, контролировать направление бурения скважины. Поэтому необходимо минимизировать скачки осевой нагрузки, что приведет к снижению резких колебаний крутящего момента, а следовательно, усилит управляемость и виброустойчивость долота. Виброустойчивость - это характеристика долота, препятствующая вращению долота вокруг центра, смещенного относительно геометрического центра долота, при котором резцы перемещаются в боковые стороны и обратно и подвергаются значительно повышенным ударным нагрузкам, разрушающим их. Другими словами, происходит перекатывание долота по стенке скважины - так называемое «вихревое» движение долота. Данный вид вращения описан в патенте США №4932484, МПК Е21В 10/26, 40/46, опуб. 12.06.1990 и патенте РФ №2092671, МПК Е21В 10/26, опуб. 10.10.97.
Известно буровое лопастное долото PDC (polycrystalline diamond cutters - поликристалические алмазные резцы) режущего типа, представляющее собой корпус с присоединительной резьбой к колонне бурильных труб, в котором имеется центральный канал с выходными отверстиями для подачи промывочной жидкости и поликристаллические алмазные резцы (PDC), расположенные на лопастях корпуса долота (патент США 6443249, МПК Е21В 0/46, опуб. 03.09.2002). Режущие элементы цилиндрической формы имеют на режущей кромке фаску увеличенного размера в виде усеченного конуса с определенным углом наклона. За счет наличия увеличенной фаски резец менее «агрессивен» в сравнении с обычным резцом и меньше внедряется в горную породу при увеличении осевой нагрузки. Однако применение известного долота не решает проблему, связанную с проводкой наклонно направленных и горизонтальных участков, крутящий момент данного долота все еще сильно зависит от осевой нагрузки.
В лопастных долотах PDC широко применяются различные ограничители глубины резания, призванные ограничить чрезмерное внедрение резцов в породу. Так, известны долота с ограничителями проникновения в виде бобышек, пулеобразных вставок, устанавливаемых рядом с резцами (патент США №5558170, МПК Е21В 10/46, опуб. 24.09.1996) и позади резцов (патент США №5265685, МПК Е21В 10/46, 10/58, опуб. 30.11.1993), причем в последнем случае ограничители могут находиться в постоянном контакте с горной породой. Ограничители проникновения позволяют снизить вероятность поломки резцов из-за чрезмерной нагрузки. Недостатком данных долот является слишком крутой характер изменения крутящего момента в зависимости от осевой нагрузки, так как ограничители небольшого размера легко внедряются в горную породу. К недостаткам данных долот можно также отнести и необходимость соблюдения высокой точности установки ограничительных элементов по высоте относительно резца. Это объясняется тем, что каждый резец при работе долота движется по спиральной траектории, а угол подъема спирали изменяется от нескольких градусов для резцов, расположенных у оси вращения, до нескольких долей градуса для резцов, расположенных дальше от оси вращения к периферийной части долота. Ограничители в данных долотах должны вступать во взаимодействие с горной породой при увеличении угла подъема спирали в диапазоне от десятых до сотых долей градуса. С учетом небольшого расстояния от режущей кромки резца до ограничителя, расположенного за резцом, необходимо очень точно выдерживать высотный размер установки ограничителя относительно резца.
Известно долото, где ограничителем глубины резания является бобышка, устанавливаемая перед резцом или группой резцов, расположенных на одной линии от центра долота к его внешней окружности (патент США №5595252, МПК Е21В 10/46, опуб. 21.01.1997). В данном случае значительно повышается точность задаваемых значений глубины резания. Недостатком данного долота является все еще неудовлетворительный характер зависимости «момент-нагрузка».
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату (прототипом) является буровое режущее долото, содержащее корпус с присоединительной резьбой к колонне бурильных труб, в котором имеется центральный канал с выходными отверстиями для подачи промывочной жидкости и поликристаллические алмазные резцы, расположенные на лопастях корпуса долота (патент США 6460631, МПК Е21В 10/46, опуб. 08.10.2002). Резцы, расположенные в центре долота, имеют уменьшенную высоту выступания относительно тела лопастей. В данном случае ограничителями проникновения служат лопасти долота. При увеличении осевой нагрузки, прикладываемой к долоту, увеличивается внедрение резцов в породу, поверхность лопастей в центральной части долота начинает приближаться к горной породе и при определенных значениях глубины резания начинает контактировать с ней. При дальнейшем увеличении глубины резания ширина, а следовательно, и площадь контактных дорожек растет. Глубина резания зависит от геометрии долота, прочности породы на сжатие и осевой нагрузки. Вследствие большой площади контактирующих поверхностей горной породе может передаваться нагрузка, в несколько раз превышающая необходимую для достижения данных значений глубины резания одними резцами. Так как контактные площадки расположены не по всему радиусу рабочей поверхности долота, а только вблизи оси вращения, то и момент, вызываемый силами трения в зоне контакта, сравнительно небольшой. Этим достигается пологий характер кривой «вращающий момент - осевая нагрузка».
К недостаткам данного изобретения относится постоянная величина выступа резца над лопастями долота. В связи с этой особенностью долото имеет два участка кривой «момент-нагрузка»: первый, где долото ведет себя как обычное режущее долото, и второй, где его характеристика приближается к характеристике шарошечного долота. Данный недостаток сильно проявляется при бурении наклонно направленных и горизонтальных участков скважины во время бурения пород, представленных чередованием пропластков различной твердости. Пример: Во время бурения из более мягкого в более твердый и прочный пропласток происходит уменьшение глубины проникновения резца в породу и теряется контакт лопастей с горной породой, долото начинает вести себя как обычное долото, вследствие чего ухудшается управляемость. Во время бурения из твердого пропластка в более мягкий происходит увеличение глубины проникновения резца в породу, а так как величина выступа резца над лопастями постоянна и рассчитана, например, для твердой породы и контактные площадки будут ограничивать скорость бурения в 2…3 раза против скорости, достижимой в данной породе все еще без потери управляемости. Устройство ограничителя проникновения резцов в горную породу по данному изобретению не улучшает виброустойчивость долота, так как не ограничивает смещение оси долота относительно скважины.
Задачей изобретения является улучшение управляемости с одновременным повышением виброустойчивости долота PDC за счет применения специального композиционного покрытия и регулировки выступания резца над этим покрытием.
Поставленная задача достигается тем, что в буровом лопастном долоте, включающем корпус с присоединительной резьбой, центральным каналом с выходными отверстиями для промывочной жидкости и лопастями, оснащенными поликристаллическими алмазными резцами PDC, согласно изобретению поверхность лопастей снабжена композиционным покрытием, имеющим различную износостойкость по толщине. Величина выступа резцов, расположенных вблизи центра долота, над поверхностью композиционного покрытия заведомо меньше необходимого для бурения самых твердых пород в данном геологическом разрезе.
Заявленное изобретение отличается от прототипа тем, что поверхность лопастей снабжена композиционным покрытием, имеющим различную износостойкость по толщине, и величина выступа резцов вблизи цента долота над покрытием заведомо меньше необходимого для бурения самых твердых пород в данном геологическом разрезе.
Стойкость покрытия к абразивному износу должна увеличиваться в направлении от наружной поверхности к нижележащим слоям. Это может быть достигнуто, например, применением послойного нанесения покрытий с различным содержанием сверхтвердой фазы в связущем составе при нанесении методом наплавки или напыления в случае изготовления корпуса долота из стали. В случае изготовления так называемого «матричного» долота методом порошковой металлургии поставленная задача может быть решена смешиванием в наружном слое твердой фазы с менее твердой. Например, частицы карбида вольфрама в поверхностном слое могут быть смешаны в определенном соотношении с частицами вольфрама или железа и затем пропитаны связующим составом. В качестве связующего состава обычно используются различные медно-никелевые сплавы.
В заявляемом изобретении подбираются специальные композиционные покрытия, которые выполняют одновременно роль:
1. Ограничителя проникновение резцов в породу.
2. Поверхности для создания дополнительных стабилизационных канавок.
Композиционное покрытие адаптирует долото для достижения необходимой механической скорости бурения в конкретных горно-геологических и технико-технологических условиях, ограничивая чрезмерное проникновение резцов долота в горную породу, и способствует образованию стабилизационных канавок по мере износа покрытия от трения с горной породой.
Использование данного изобретения позволяет обеспечить оптимальную механическую скорость бурения и управляемость долота PDC с повышенной виброустойчивостью как при бурении наклонно направленных и горизонтальных участков скважин, так при бурении пород, представленных чередованием пропластков различной твердости.
Таким образом, композиционное покрытие выполняет новую функцию и обеспечивает достижение нового, не известного ранее эффекта стабилизации долота с одновременном улучшением его управляемости, что позволяет судить о соответствии заявленного изобретения критерию «изобретательский уровень».
Заявленное изобретение иллюстрируется следующими чертежами:
фиг.1 - общий вид долота PDC;
фиг.2 - график зависимости крутящего момент от осевой нагрузки;
фиг.3 - схема работы резца;
фиг.4 - вид долота сверху.
Буровое лопастное долото, изображенное на фиг.1, имеет корпус (1) с присоединительной резьбой (2) к колонне бурильных труб (не показана), в котором имеется центральный канал (3) с выходными отверстиями (4) для подачи промывочной жидкости. На лопастях (6) долота размещены поликристаллические алмазные резцы (PDC) (5).
На фиг.2 приведен график зависимости крутящего момент от осевой нагрузки: прямая 2а - традиционное PDC-долото; кривая 2б - долото по прототипу; кривая 2в - заявляемое долото, прямая 2г - шарошечное долото. Традиционные режущие долота PDC (фиг.2, прямая 2а) имеют крутую характеристику «вращающий момент - осевая нагрузка», так как режущие элементы легко внедряются в горную породу при увеличении осевой нагрузки и проходка за оборот увеличивается в несколько раз больше по сравнению с проходкой за оборот шарошечного долота при таком же изменении осевой нагрузки. Это приводит к значительному изменению вращающего момента, прикладываемого к долоту. В общем случае требуемая осевая нагрузка на режущее долото в 2…3 раза ниже, чем для шарошечного долота.
Долото с ограничителями глубины резания по прототипу (фиг.2, кривая 2б) имеет сравнительно небольшую зависимость крутящего момента от осевой нагрузки, но наличие двух участков кривой является значительным минусом при бурении наклонно направленных и горизонтальных участков скважины в условиях перемежаемости пород по твердости.
График зависимости крутящего момента от осевой нагрузки заявляемого долота (фиг.2, кривая 2в) в сравнении с прототипом и традиционными долотами гораздо положе и не имеет резких переломов и приближается к характеристике шарошечного долота (фиг.2, прямая 2г), являющегося оптимальной при бурении наклонно направленных и горизонтальных участков скважины.
На фиг.3 изображена схема работы поликристаллического алмазного резца (5), закрепленного в теле лопасти (6), с нанесенным на лопасть композиционным покрытием (7) относительно горной породы (8). Композиционное покрытие наносится расчетной толщины h (0,5…7 мм), так чтобы обеспечить заданный выступ h1 (0,1…5 мм) резцов над покрытием на внутреннем конусе долота.
На фиг.4 показан вид сверху долота, проработавшего начальное время. В результате трения композиционного покрытия (7) о горную породу (8) и его последующего частичного износа образовались стабилизационные канавки (9) глубиной h2. Для обеспечения требуемой механической скорости резцам (5) необходимо внедриться на глубину h3. Величина h3 равна сумме h1+h2 и является оптимальной для требуемой скорости проходки
h3=h1+h2
где h1 - расстояние от поверхности композиционного покрытия до вершины резца (5).
h2 - глубина стабилизационной канавки.
В начальный момент бурения проникновение резца в породу ограничивает композиционное покрытие, препятствующее внедрению резцов в породу на величину, большую чем h1. В процессе начала работы верхний слой композиционного покрытия, имеющий пониженную по сравнению с нижележащими слоями абразивостойкость, при взаимодействии с горной породой, начинает истираться, образуются дополнительные стабилизационные канавки (9) глубиной h2. Износ композиционного покрытия осуществляется на величину h2 (0…5 мм), которая является оптимальной для обеспечения заданной скорости проходки с сохранением управляемости и повышенной виброустойчивостью. Время износа композиционного покрытия на величину h2 зависит от режимов бурения и горно-геологических условий и составляет от 1 до 8 часов. В результате долото адаптируется к условиям бурения, обеспечивая оптимальную скорость походки, образуя дополнительные стабилизационные канавки (9), взаимодействующие с концентричными бороздами в горной породе на забое скважины (8), вследствие чего происходит повышение виброустойчивости и оптимизация зависимости крутящего момента от осевой нагрузки.
При проектировании вида композиционного покрытия, толщины, а также распределение сверхтвердой фазы по толщине слоя покрытия учитываются как горно-геологические, так и технико-технологические условия.
В общем виде величины h и hi рассчитываются исходя из анализа функции, зависящей от многих параметров, а именно от типа, размера долота, размера резцов, свойств горной породы, проектных режимов бурения (нагрузка на долото, частота вращения), а также предполагаемой механической скорости бурения
hi=f(σ, α, Foc, n, Vмех, …),
где σ - прочность породы на сжатие,
α - угол внутреннего трения,
Fос - предполагаемая осевая нагрузка,
n - предполагаемое число оборотов забойного двигателя,
Vмех - предполагаемая механическая скорость бурения.
Применение заявленного изобретения позволит повысить скорость бурения, стабильность работы долота, тем самым увеличить срок службы долота PDC и уменьшить время строительства скважины как за счет увеличения механической скорости, так и за счет уменьшения спускоподъемных операций для замены изношенного долота. Экономический эффект достигается сокращением времени на бурение и сокращением затрат на буровое оборудование.
Claims (1)
- Буровое лопастное долото, включающее корпус с присоединительной резьбой, центральным каналом и выходными отверстиями для промывочной жидкости, и лопастями, оснащенными поликристаллическими алмазными резцами PDC, при этом поверхность лопастей снабжена композиционным покрытием, имеющим различную износостойкость по толщине, отличающееся тем, что стойкость композиционного покрытия к абразивному износу увеличивается в направлении от наружной поверхности к нижележащим слоям, а величина выступа резцов вблизи центра долота над поверхностью композиционного покрытия заведомо меньше необходимого для бурения самых твердых пород в данном геологическом разрезе.
Priority Applications (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008152613/03A RU2374420C1 (ru) | 2008-12-29 | 2008-12-29 | Буровое лопастное долото |
CA2750156A CA2750156A1 (en) | 2008-12-29 | 2009-09-28 | Blade drilling bit |
PCT/RU2009/000498 WO2010077169A2 (ru) | 2008-12-29 | 2009-09-28 | Буровое лопастное долото |
EA201100563A EA016994B1 (ru) | 2008-12-29 | 2009-09-28 | Буровое лопастное долото |
US13/171,681 US20110253460A1 (en) | 2008-12-29 | 2011-06-29 | Blade-type drill bit |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008152613/03A RU2374420C1 (ru) | 2008-12-29 | 2008-12-29 | Буровое лопастное долото |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2374420C1 true RU2374420C1 (ru) | 2009-11-27 |
Family
ID=41476731
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008152613/03A RU2374420C1 (ru) | 2008-12-29 | 2008-12-29 | Буровое лопастное долото |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20110253460A1 (ru) |
CA (1) | CA2750156A1 (ru) |
EA (1) | EA016994B1 (ru) |
RU (1) | RU2374420C1 (ru) |
WO (1) | WO2010077169A2 (ru) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2015013354A1 (en) * | 2013-07-25 | 2015-01-29 | Ulterra Drilling Technologies, L.P. | Cutter support element |
RU2549653C1 (ru) * | 2014-01-15 | 2015-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Лопастное долото (варианты) |
RU2559261C1 (ru) * | 2014-05-15 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Лопастное долото |
RU188906U1 (ru) * | 2018-08-31 | 2019-04-29 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Скважинный инструмент для фрезеровочных работ |
RU192032U1 (ru) * | 2019-04-09 | 2019-09-02 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Нанесение покрытия для поверхностного упрочнения на скважинные режущие инструменты |
Families Citing this family (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102409980A (zh) * | 2011-12-22 | 2012-04-11 | 河南神龙石油钻具有限公司 | 一种刀翼式pdc钻头 |
CN102966326A (zh) * | 2012-11-16 | 2013-03-13 | 沈阳北方重矿机械有限公司 | 异型打捞钻头 |
EP3638870B1 (en) * | 2017-06-13 | 2022-11-09 | Varel International Ind., L.L.C. | Superabrasive cutters for earth boring bits with multiple raised cutting surfaces |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4884477A (en) * | 1988-03-31 | 1989-12-05 | Eastman Christensen Company | Rotary drill bit with abrasion and erosion resistant facing |
CA1333282C (en) | 1989-02-21 | 1994-11-29 | J. Ford Brett | Imbalance compensated drill bit |
US4932484A (en) | 1989-04-10 | 1990-06-12 | Amoco Corporation | Whirl resistant bit |
US5265685A (en) | 1991-12-30 | 1993-11-30 | Dresser Industries, Inc. | Drill bit with improved insert cutter pattern |
US5558170A (en) | 1992-12-23 | 1996-09-24 | Baroid Technology, Inc. | Method and apparatus for improving drill bit stability |
US5595252A (en) | 1994-07-28 | 1997-01-21 | Flowdril Corporation | Fixed-cutter drill bit assembly and method |
US5607024A (en) * | 1995-03-07 | 1997-03-04 | Smith International, Inc. | Stability enhanced drill bit and cutting structure having zones of varying wear resistance |
US6230828B1 (en) | 1997-09-08 | 2001-05-15 | Baker Hughes Incorporated | Rotary drilling bits for directional drilling exhibiting variable weight-on-bit dependent cutting characteristics |
US6460631B2 (en) * | 1999-08-26 | 2002-10-08 | Baker Hughes Incorporated | Drill bits with reduced exposure of cutters |
US6651756B1 (en) * | 2000-11-17 | 2003-11-25 | Baker Hughes Incorporated | Steel body drill bits with tailored hardfacing structural elements |
US7373997B2 (en) * | 2005-02-18 | 2008-05-20 | Smith International, Inc. | Layered hardfacing, durable hardfacing for drill bits |
US7552783B2 (en) * | 2005-07-01 | 2009-06-30 | Smith International, Inc. | Graded hardfacing for drill bits |
-
2008
- 2008-12-29 RU RU2008152613/03A patent/RU2374420C1/ru not_active IP Right Cessation
-
2009
- 2009-09-28 EA EA201100563A patent/EA016994B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-09-28 WO PCT/RU2009/000498 patent/WO2010077169A2/ru active Application Filing
- 2009-09-28 CA CA2750156A patent/CA2750156A1/en not_active Abandoned
-
2011
- 2011-06-29 US US13/171,681 patent/US20110253460A1/en not_active Abandoned
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2015013354A1 (en) * | 2013-07-25 | 2015-01-29 | Ulterra Drilling Technologies, L.P. | Cutter support element |
US10352103B2 (en) | 2013-07-25 | 2019-07-16 | Ulterra Drilling Technologies, L.P. | Cutter support element |
RU2549653C1 (ru) * | 2014-01-15 | 2015-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Лопастное долото (варианты) |
RU2559261C1 (ru) * | 2014-05-15 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Лопастное долото |
RU188906U1 (ru) * | 2018-08-31 | 2019-04-29 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Скважинный инструмент для фрезеровочных работ |
RU192032U1 (ru) * | 2019-04-09 | 2019-09-02 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Нанесение покрытия для поверхностного упрочнения на скважинные режущие инструменты |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EA016994B1 (ru) | 2012-08-30 |
WO2010077169A3 (ru) | 2010-10-07 |
EA201100563A1 (ru) | 2011-10-31 |
WO2010077169A2 (ru) | 2010-07-08 |
CA2750156A1 (en) | 2010-07-08 |
US20110253460A1 (en) | 2011-10-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2374420C1 (ru) | Буровое лопастное долото | |
US6988569B2 (en) | Cutting element orientation or geometry for improved drill bits | |
US6904984B1 (en) | Stepped polycrystalline diamond compact insert | |
US5967245A (en) | Rolling cone bit having gage and nestled gage cutter elements having enhancements in materials and geometry to optimize borehole corner cutting duty | |
CA2826939C (en) | Kerfing hybrid drill bit and other downhole cutting tools | |
CA2505710C (en) | Shaped cutter surface | |
US7950476B2 (en) | Drill bit and cutter element having chisel crest with protruding pilot portion | |
US7798257B2 (en) | Shaped cutter surface | |
CA2288923C (en) | High offset bits with super-abrasive cutters | |
US8028773B2 (en) | Drill bit and cutter element having a fluted geometry | |
GB2411419A (en) | Fixed blade fixed cutter hole opener | |
CA3077182A1 (en) | Earth-boring tools and related methods | |
GB2441654A (en) | Gage configurations for drill bits | |
US10954721B2 (en) | Earth-boring tools and related methods | |
US7086488B2 (en) | Cutting element having enhanced cutting geometry | |
US20180328116A1 (en) | Drag bit with wear-resistant cylindrical cutting structure | |
CA2228156C (en) | Rolling cone bit with enhancements in cutter element placement and materials to optimize borehole corner cutting duty | |
US11136830B2 (en) | Downhole tools with variable cutting element arrays | |
CA2257883C (en) | Rolling cone bit having gage and nestled gage cutter elements having enhancements in materials and geometry to optimize borehole corner cutting duty | |
TaheriShakib et al. | Design of continuous gauge near-bit stabilizer, using optimized hydraulics and gauge geometry in Mishan andAghajari formation |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201230 |