RU2436927C2 - Буровой расширитель, спускаемый на обсадной колонне или хвостовике, и способ его разбуривания - Google Patents
Буровой расширитель, спускаемый на обсадной колонне или хвостовике, и способ его разбуривания Download PDFInfo
- Publication number
- RU2436927C2 RU2436927C2 RU2008149244/03A RU2008149244A RU2436927C2 RU 2436927 C2 RU2436927 C2 RU 2436927C2 RU 2008149244/03 A RU2008149244/03 A RU 2008149244/03A RU 2008149244 A RU2008149244 A RU 2008149244A RU 2436927 C2 RU2436927 C2 RU 2436927C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drill
- cutting elements
- reamer
- drilling
- blades
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 88
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 claims description 12
- 239000010432 diamond Substances 0.000 claims description 11
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 9
- 239000004606 Fillers/Extenders Substances 0.000 claims description 7
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229910052582 BN Inorganic materials 0.000 claims description 3
- PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N Boron nitride Chemical compound N#B PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 4
- 239000011257 shell material Substances 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 229910000906 Bronze Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010974 bronze Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- KUNSUQLRTQLHQQ-UHFFFAOYSA-N copper tin Chemical compound [Cu].[Sn] KUNSUQLRTQLHQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
- 210000003462 vein Anatomy 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
- E21B10/26—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers
-
- 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/14—Casing shoes for the protection of the bottom of the casing
-
- 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/20—Driving or forcing casings or pipes into boreholes, e.g. sinking; Simultaneously drilling and casing boreholes
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Drilling Tools (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Предложенная группа изобретений относится к буровому инструменту, в частности к буровым расширителям, и может быть использована для расширения ствола скважины при спуске обсадных колонн. Техническим результатом является повышение эффективности спуска обсадной колонны в скважину. Буровой расширитель содержит трубчатый корпус, имеющий носовую часть с вогнутой серединой, и несколько лопастей, образующих между ними канавки для выноса бурового шлама и проходящих вдоль оси от носовой части. На передних по направлению вращения кромках лопастей долота и на аксиально передних концах лопастей расположено множество режущих элементов. На отдельных поверхностях и кромках лопастей нанесен карбид вольфрама. При этом конфигурация оболочки носовой части выбрана так, чтобы обеспечить выбуривание от ее центра к боковой стенке корпуса. Раскрыт также способ выбуривания бурового расширителя. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 7 ил.
Description
Настоящее изобретение в общем относится к буровому расширителю, пригодному для спуска на обсадной колонне или колонне-хвостовике, и расширению ствола скважины.
При спуске обсадной колонны или обсадной колонны-хвостовика в пробуренную ранее скважину желательно, чтобы ствол скважины был пробурен с требуемой цилиндричностью, с заданным диаметром и без заметных отклонений по трассе ствола, например резких изгибов. К сожалению, из-за наличия переходов между пластами, неоднородностей, например прожилков внутри пласта, использования выходящего за пределы допусков бурового инструмента, повреждений буровых долот при прохождении ствола, используемой бурильщиком конфигурации забойного блока и различных иных факторов идеальный ствол скважины получается редко.
Поэтому бывает желательно оснастить обсадную колонну или обсадную колонну-хвостовик, которые опускаются в ствол скважины, режущей структурой (режущими элементами) на ее ведущем конце для расширения, при необходимости, участков ствола скважины с тем, чтобы обсадная колонна или колонна-хвостовик могла быть опущена в ствол скважины на всю заданную глубину. Ранее предпринимались различные попытки придать обсадной колонне или колонне-хвостовику способность расширять ствол скважины, но надежные результаты получены не были.
Буровой расширитель, предложенный в настоящем изобретении, включает:
по существу трубчатый корпус, имеющий вогнутую носовую (торцевую) часть, расходящуюся к боковой стенке через по существу дугообразную переходную область перегиба,
несколько разнесенных по кругу спиральных лопастей на наружной поверхности корпуса, проходящих от области вблизи переходного перегиба и образующих в промежутках между друг другом канавки, при этом каждая лопасть долота сначала по существу не выступает на своим аксиально переднем (по направлению вдоль оси) конце и далее расходится радиально наружу к части, выступающей по существу на постоянную высоту и имеющей на аксиально заднем конце проходящий радиально внутрь скос, и
режущую структуру, конфигурация и расположение которой на боковой стенке корпуса обеспечивают ее контакт с боковой стенкой ствола скважины и которая включает множество режущих элементов, расположенных вдоль передней (ведущей) по направлению вращения кромке каждой лопасти долота, из указанных нескольких, расположенных вблизи аксиально переднего конца.
Как указано выше, буровой расширитель содержит "режущую структуру" долота для "расширения" или "калибровки" ствола скважины за счет соприкосновения с его боковой стенкой. Используемый здесь термин "буровой расширитель/расширительный инструмент" не имеет ограничивающего смысла, и устройство в вариантах осуществления настоящего изобретения может быть, например, названо долотом-расширителем или башмачной фрезой-расширителем.
В некоторых вариантах осуществления вогнутая носовая часть бурового расширителя может иметь по меньшей мере одно сквозное отверстие, проходящее внутрь корпуса.
В некоторых вариантах осуществления буровой расширитель дополнительно содержит по меньшей мере один опорный элемент на каждой из нескольких лопастей, расположенный вблизи аксиально переднего конца и стоящий по направлению вращения за размещенным на лопасти множеством режущих элементов. Буровой расширитель также может содержать слой карбида вольфрама вблизи аксиально переднего конца каждой лопасти, расположенный по направлению вращения за по меньшей мере одним опорным элементом.
В других вариантах осуществления буровой расширитель содержит несколько дополнительных отверстий, проходящих сквозь дугообразный переходной перегиб внутрь корпуса, при этом каждое из отверстий по существу совмещено по окружности с канавкой для выноса бурового шлама.
На аксиально заднем скошенном конце каждой из нескольких лопастей может быть нанесен слой дробленого карбида вольфрама.
Передняя по направлению вращения кромка каждой из нескольких лопастей, находящаяся аксиально позади множества режущих элементов, может быть сужена и обладает сравнительно неэффективным захватом.
По меньшей мере часть одной из радиально наружных поверхностей каждой лопасти, часть каждой лопасти долота, примыкающая к передней по направлению вращения кромке, и часть каждой лопасти долота, примыкающая к задней по направлению вращения кромке, покрыта карбидом вольфрама.
Спиральная конфигурация лопаток имеет наклон, обеспечивающий по меньшей мере по существу полное круговое покрытие корпуса лопатками долота.
В указанное множество режущих элементов могут входить режущие элементы, выбранные из группы, содержащей режущие элементы, армированные поликристаллическими синтетическими алмазами (АПСА), термостойкие алмазные режущие элементы, режущие элементы, импрегнированные алмазами, режущие элементы из кубического нитрида бора и режущие элементы из карбида вольфрама.
Центральная область носовой части имеет более тонкую стенку, чем периферийная область носовой части. Толщина стенки по меньшей мере центральной области носовой части также может постепенно нарастать от ее центра по радиусу наружу к ее периферийной области.
Конфигурация поперечного сечения внутренней поверхности носовой части обеспечивает, в первую очередь, ее захват режущей кромкой обычного АПСА бурового долота и центрирование АПСА долота при его размещении внутри бурового расширителя вблизи центральной области внутренней поверхности. При этом носовая часть имеет толщину стенки вблизи ее центральной области меньше, чем толщину стенки вблизи ее периферийной области.
В настоящем изобретении также предложен способ выбуривания бурового расширителя, выполненного в виде башмака (башмачной фрезы), имеющей вогнутую носовую часть на аксиально переднем конце, свободную от режущей структуры, боковую стенку, аксиально вытянутую к задней части, и стенку переходного перегиба между ними, при осуществлении которого:
вводят в первоначальный контакт с буровым долотом внутреннюю поверхность стенки переходного перегиба после контакта внутренней поверхности боковой стенки на периферии башмака,
вращают буровое долото внутри бурового расширителя и захватывают внутреннюю поверхность носовой части, и
выбуривают носовую часть от центральной области радиально наружу к ее периферийной области.
В вариантах осуществления способ включает центровку бурового долота внутри носовой части за счет контакта бурового долота с центральной областью внутренней поверхности.
Для выбуривания бурового расширителя используют буровое долото с АПСА режущими элементами, исключая при этом соприкосновение АПСА режущих элементов бурового долота с режущей структурой на боковой стенке бурового расширителя.
При выбуривании носовой части от ее центральной области радиально наружу к ее периферийной области осуществляют выбуривание относительно более тонкостенной центральной области перед выбуриванием относительно более толстостенной периферийной области.
Боковая стенка предпочтительно остается по существу нетронутой после выбуривания носовой части.
Ниже изобретение более подробно рассмотрено со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:
на фиг.1 представлен перспективный вид варианта осуществления бурового расширителя, предложенного в настоящем изобретении;
на фиг.2 представлен перспективный вид другого варианта осуществления бурового расширителя, в соответствии с изобретением;
на фиг.3 представлен торцевой вид на носовую часть бурового расширителя, показанного на фиг.1 и 2;
на фиг.4 представлен увеличенный вид сбоку сечения вставки с округленной вершиной, расположенной в лопасти бурового расширителя, показанного на фиг.1 и 2, и выступающей за пределы наружного диаметра инструмента; и
на фиг.5а-5в представлены схематичные виды четверти сечения бурового расширителя в соответствии с настоящим изобретением, показанного на фиг.1 и 2, где обычное роторное режущее долото с поликристаллическими алмазными вставками приближается и выбуривает упомянутую носовую часть, причем выбуривание осуществляется, начиная от центра носовой части бурового расширителя, к боковой стенке корпуса.
В варианте осуществления настоящего изобретения предлагается буровой расширитель, имеющий вид бурового долота или башмачной фрезы-расширителя, пригодный для спуска обсадной колонны или обсадной колонны-хвостовика (далее для удобства используется термин "обсадная колонна" для обозначения колонны труб подобного типа). Буровой расширитель содержит трубчатый корпус, имеющий на заднем конце приспособление для присоединения корпуса к переднему концу обсадной колонны и проходящий к носовой части на своем переднем конце.
В носовой части имеется неглубокий конус вокруг ее центра, а от края носовой части к заднему концу корпуса расходятся несколько лопастей в виде крутых спиралей, передние концы которых почти не выступают от корпуса. От края носовой части лопасти конически расходятся наружу в радиальном и осевом направлениях, при этом они все больше отходят (выступают) от корпуса, и это отклонение становится по существу неизменным вблизи их дальних по оси концов, а между лопастями образуются канавки для выноса бурового шлама. В центре носовой части имеется отверстие, через которое может подаваться буровой раствор (и, впоследствии, цемент), циркулирующий вниз по обсадной колонне, далее из торца носовой части в указанные канавки в долоте. Эта циркуляция может быть усилена использованием дополнительных боковых отверстий по периферии носовой части из внутреннего пространства корпуса.
На передних по направлению вращения кромках (с учетом направления предполагаемого вращения обсадной колонны, как правило, по часовой стрелке, когда производится расширение) каждой лопасти долота между ее передним концом и точкой, где лопасть достигает полного диаметра, имеется множество суперабразивных режущих элементов, которые могут представлять собой режущие элементы, армированные поликристаллическими синтетическими алмазами (АПСА или PDC от англ. "polycrystalline diamond compact"), обращенными в направлении предполагаемого вращения. АПСА режущие элементы устанавливаются выступающими за пределы проходного диаметра бурового долота, которое будет в дальнейшем вводится в буровой расширитель для его выбуривания, для упрощения этой операции. Также могут быть использованы режущие элементы из других режущих материалов, например карбида вольфрама (WC), при бурении подходящего пласта или пластов, причем и эти элементы также устанавливаются за пределами проходного диаметра. Радиально наружные поверхности лопастей вдоль их конических частей покрываются относительно толстым слоем дробленого карбида вольфрама, располагающегося за АПСА режущими элементами по направлению вращения. В углублениях на наружных поверхностях лопастей, в их конусной части, располагаются опорные элементы в форме овалов из карбида вольфрама или АПСА, причем эти овалы выступают сильнее (дальше из радиально наружной поверхности лопастей), чем АПСА режущие элементы, и расположены за АПСА режущими элементами по направлению вращения. Опорные элементы, с учетом того, что они выступают сильнее других, предотвращают возможный разрушительный контакт между АПСА режущими элементами и внутренней поверхностью большей обсадной трубы, сквозь которую опускается колонна, перед тем, как она попадает в открытый пробуренный заранее ствол скважины. На радиально внешних поверхностях лопастей, расположенных вдоль оси за коническими частями с АПСА режущими элементами, нанесен слой карбида вольфрама, по меньшей мере вдоль передней и задней кромок лопастей по направлению вращения. Задние продольные концы лопастей могут сужаться вдоль оси и радиально внутрь корпуса, и на них может быть нанесен относительно толстый слой дробленого карбида вольфрама.
Внутри корпуса его конфигурация обеспечивает оптимальные условия для его выбуривания обычными роторными долотами, после чего в стволе скважины не остается крупных фрагментов материала носовой части инструмента.
Как показано на фиг.1-4, буровой расширитель 10 (на фиг.1 и 2 представлены соответственно несколько отличающиеся варианты осуществления) имеет трубчатый корпус 12, который может быть выполнен из одного материала, например стали, алюминия, бронзы или иного подходящего по твердости материала или сплава, который, при этом, поддается высверливанию обычными буровыми долотами с АПСА или шарошечными коническими долотами. Корпус 12 включает носовую часть 14, которая может представлять собой неглубокую вогнутость, сходящуюся к оси бурового расширителя 10. Вогнутость может иметь профиль неглубокого конуса, либо другой подходящий вогнутый профиль. Носовая часть 14 переходит в боковую стенку 16, которая расходится наружу по оси и по радиусу в направлении заднего конца корпуса 10, где имеются средства, например внутренняя резьба (не показана), для соединения бурового расширителя 10 с передним концом обсадной колонны. Переход между носовой частью 14 и боковой стенкой 16 включает стенку 18 переходного перегиба, имеющую в сечении по существу вид дуги с постоянным или переменным радиусом кривизны. Из внутренней части корпуса 12 через носовую часть наружу проходит центральное отверстие Р, а сквозь стенку 18 переходного перегиба внутрь корпуса 12 проходят дополнительные боковые отверстия Р.
Снаружи трубчатого корпуса 12 расположено несколько лопастей 20, проходящих от точки вблизи задней кромки стенки 18 переходного перегиба, от которой сначала они не отклоняются. Это отклонение, однако, нарастает по мере расхождения лопастей по радиусу наружу при их приближении к соответствующим задним вдоль оси концам, с формированием радиально наружной поверхности нарастающего диаметра. Аксиально (по направлению вдоль оси) задние оси концы лопастей 20 имеют скошенные или скругленные поверхности 22 уменьшающегося диаметра, обращенные наружу от корпуса 12. Лопасти 20 по форме представляют собой крутые спирали по наружной поверхности корпуса 12, причем круговая протяженность каждой лопасти 20 достаточна для того, чтобы обеспечить полное, на 360°, перекрытие наружной поверхности корпуса 12 несколькими лопастями 20. Снаружи боковой стенки 16, начиная от области вблизи стенки 18 переходного перегиба, образованы канавки (каналы) 24 для выноса бурового шлама, причем каждая канавка 24 для выноса бурового шлама совмещена по окружности с боковым отверстием Р. Глубина канавок 24 для выноса бурового шлама сначала увеличивается, начиная от их соответствующих передних концов, в соответствии с увеличением отклонения лопастей 20, между боковых краев которых эти канавки образованы.
Суперабразивные режущие элементы в форме АПСА режущих элементов 30 расположены вдоль ведущих кромок в направлении вращения каждой лопасти 20. АПСА режущие элементы 30 могут включать режущие элементы любой подходящей конфигурации. Один из примеров подходящего АПСА режущего элемента, не ограничивающего изобретение, раскрыт в US 5435403. Как отмечалось ранее, АПСА режущие элементы 30 устанавливаются снаружи по внешнему диаметру бурового долота, которое должно быть впоследствии введено в буровой расширитель для выбуривания, для упрощения процесса выбуривания. Также предполагается, что, кроме АПСА режущих элементов, при осуществлении настоящего изобретения могут быть использованы и иные суперабразивные режущие элементы, а также режущие элементы из других материалов. Например, могут быть использованы термостойкие (ТСТ) алмазные режущие элементы, режущие элементы с импрегнированными алмазами, режущие элементы из кубического нитрида бора (КНБ) и режущие элементы из карбида вольфрама (WC), с учетом характеристик разбуриваемого пласта или пластов и возможности использовать относительно недорогие режущие элементы, насколько позволяют характеристики пласта.
На радиально наружные поверхности 32 лопастей 20 вдоль их расходящейся части нанесен довольно толстый слой дробленого карбида 34 вольфрама, размещенный за АПСА режущими элементами 30 по направлению вращения. В варианте осуществления, представленном на фиг.1, слой дробленого карбида 34 вольфрама имеет относительно большую ширину по окружности, малую длину вдоль оси, и его начало вдоль оси лежит у середины ряда АПСА режущих элементов 30, в то время как в варианте осуществления, представленном на фиг.2, этот слой находится в продолговатом желобе, проходящем вдоль оси по меньшей мере по всей протяженности АПСА режущих элементов 30. Опорные элементы 36 в форме, например, овалов из карбида вольфрама, расположены в углублениях в наружных поверхностях лопастей 20, по кругу в их конусных частях, между АПСА режущими элементами 30 и относительно толстым слоем дробленого карбида 34 вольфрама. Также предполагается, что могут быть использованы опорные элементы других типов и конфигураций, например АПСА опорные элементы со сферической вершиной, или опорные элементы, выполненные из других подходящих материалов. На радиально наружных поверхностях 32 лопастей 20, расположенных вдоль оси вслед за АПСА режущими элементами 30, нанесены один или более слоев карбида 38 вольфрама. В варианте осуществления, представленном на фиг.1, слой карбида 38 вольфрама проходит по существу по всей радиально наружной поверхности каждой лопасти 20, в то время как в варианте осуществления, представленном на фиг.2, карбид вольфрама расположен по существу в двух вытянутых слоях 38 в желобах, проходящих вдоль передней и задней кромок (по направлению вращения) лопастей 20, причем расположенный сзади по направлению вращения слой 38 проходит вдоль оси к носовой части 14 так, чтобы расположиться по направлению вращения сзади от относительно толстого слоя карбида 34 вольфрама, с опорным элементом 36, лежащим по окружности между ними. На находящихся, по оси сзади, скошенных поверхностях 22 лопастей 20 нанесен относительно толстый слой дробленого карбида 40 вольфрама.
Конфигурация носовой части бурового расширителя 10 выбрана с толщиной оболочки (стенки), рассчитанной с учетом удобства выбуривания. Минимальная толщина выбрана по результатам анализа методом конечных элементов (FEA - от англ. "finite element analysis") с учетом предполагаемого веса и момента вращения, воздействующих на буровой расширитель 10 при использовании. Толщина оптимизирована с тем, чтобы в конструкции обеспечивался коэффициент запаса прочности 2-3 к заданным параметрам нагрузки, при которых будет использоваться буровой расширитель 10.
Вогнутость носовой части 14 может в некоторых пределах варьироваться, сообщая буровому расширителю 10 способность сохранять направление движения сквозь пласт и, одновременно, обеспечивая выбуривание (вырезание) носовой части без образования крупных фрагментов материала, остающихся в стволе скважины. Также следует отметить, что отсутствие выступающих над торцом носовой части лопастей 20 обеспечивает бесперебойное высверливание материала корпуса оболочки в носовой части, делая буровой расширитель 10 пригодным для его выбуривания АПСА-долотом.
Как отмечалось ранее, опорные элементы 36, содержащие вставки со скругленными вершинами из карбида вольфрама или иного подходящего материала, выступают относительно АПСА режущих элементов 30 и, также, слоя карбида вольфрама, для предотвращения опасного соприкосновения между суперабразивными режущими элементами на лопастях 20 и внутренней поверхностью обсадной колонны или хвостовика обсадной колонны, сквозь которые может быть опущен буровой расширитель 10.
Использование как АПСА режущих элементов 30, так и слоев 34, 38 и 40 карбида вольфрама, обеспечивает расширение ствола как ротационным, так и возвратно-поступательным воздействием. Расположение слоев 34, 38 и 40 карбида вольфрама по всей окружности инструмента обеспечивает расширение ствола возвратно-поступательным воздействием. АПСА режущие элементы 30 обеспечивают проведение активного, ротационного расширения в общепринятом направлении вращения (по часовой стрелке). Слои 34 и 38 карбида, проходящие до верхней части бурового долота, как по передней, так и по задней по направлению вращения кромкам лопастей 20, позволяют использовать буровой расширитель также и с вращением против часовой стрелки. На лопастях 20 также имеются суживающиеся ведущие по направлению вращения кромки для снижения реактивного момента и эффективности бокового режущего захвата. Толстый слой дробленого карбида 40 вольфрама на аксиально задних концах лопастей 20 обеспечивают возможность бурения при движении долота вверх.
На фиг.5А изображен наружный профиль торцевой фрезы обычного АПСА роторного режущего долота D, находящегося внутри корпуса 12 бурового расширителя 10 перед тем, как роторное режущее долото D войдет в контакт с внутренней поверхностью IS (IS - от англ. interior surface) носовой части 14. Размещенные на торце роторного режущего долота D АПСА режущие элементы вместе образуют режущий профиль CP (CP - от англ. cutter profile), по существу аналогичный торцевому профилю, хотя и изображенному ранее, но для ясности изложения не описанному. На фиг.5Б показано, как роторное режущее долото D захватило внутреннюю поверхность IS носовой части 14 и частично ее прорезало. Можно видеть, что внутренняя поверхность IS центральной, вогнутой области носовой части 14 имеет тот же угол конусности, что и у профиля СР, в то время как ее наружная поверхность OS (OS - от англ. outer surface) имеет конусность с большим углом, в результате чего толщина оболочки по центральной оси L бурового расширителя 10 оказывается меньше, и выбуривание носовой части 14 будет происходить от центральной оси L наружу к стенке 18 переходного перегиба, которая будет выбурена в последнюю очередь, что гарантирует отсутствие крупных фрагментов материала от носовой части 14. Как упоминалось выше, АПСА режущие элементы 30 (не показанные на фиг.5А-5С) полностью отведены и радиально смещены наружу от диаметра резания роторного режущего долота D. На фиг.5В показано завершение операции выбуривания вогнутой области носовой части 14 и частичное выбуривание стенки 18 переходного перегиба, при этом последовательность бурения "изнутри наружу" обеспечивает отсутствие оставшихся неразмельченных фрагментов носовой части после завершения операции выбуривания.
В то время как настоящее изобретение было описано на примере проиллюстрированного варианта осуществления, для специалистов должно быть понятно, что этим вариантом изобретение не ограничивается, и они смогут предложить в отношении описанных вариантов осуществления добавления, изменения и изъятия, находящиеся в пределах области патентных притязаний изобретения.
Claims (19)
1. Буровой расширитель, содержащий по существу трубчатый корпус, имеющий вогнутую носовую часть, проходящую к боковой стенке через по существу дугообразную переходную область перегиба, несколько разнесенных по кругу спиральных лопастей на наружной поверхности корпуса, проходящих от области вблизи переходного перегиба и образующих в промежутках между друг другом канавки, при этом каждая лопасть долота сначала по существу не выступает на своем аксиально переднем конце и далее расходится радиально наружу к части, выступающей по существу на постоянную высоту и имеющей на аксиально заднем конце проходящий радиально внутрь скос, и режущую структуру, конфигурация и расположение которой на боковой стенке корпуса обеспечивают ее контакт с боковой стенкой ствола скважины, и которая включает множество режущих элементов, расположенных вдоль передней по направлению вращения кромке каждой лопасти долота, из указанных нескольких, расположенных вблизи аксиально переднего конца.
2. Буровой расширитель по п.1, в котором вогнутая носовая часть включает, по меньшей мере, одно сквозное отверстие, проходящее во внутреннее пространство корпуса.
3. Буровой расширитель по п.1, дополнительно содержащий по меньшей мере один опорный элемент на каждой из нескольких лопастей, расположенный вблизи аксиально переднего конца и стоящий по направлению вращения за размещенным на лопасти множеством режущих элементов.
4. Буровой расширитель по п.3, дополнительно содержащий слой карбида вольфрама вблизи аксиально переднего конца каждой лопасти, расположенный по направлению вращения за, по меньшей мере, одним опорным элементом.
5. Буровой расширитель по п.1, содержащий несколько дополнительных отверстий, проходящих сквозь дугообразный переходной перегиб внутрь корпуса, при этом каждое из отверстий по существу совмещено по окружности с канавкой для выноса бурового шлама.
6. Буровой расширитель по п.1, в котором на аксиально заднем скошенном конце каждой из нескольких лопастей нанесен слой дробленого карбида вольфрама.
7. Буровой расширитель по п.1, в котором передняя по направлению вращения кромка каждой из нескольких лопастей, находящаяся аксиально позади множества режущих элементов, сужена и обладает сравнительно неэффективным захватом.
8. Буровой расширитель по п.1, в котором, по меньшей мере, часть одной из радиально наружных поверхностей каждой лопасти, часть каждой лопасти долота, примыкающая к передней по направлению вращения кромке, и часть каждой лопасти долота, примыкающая к задней по направлению вращения кромке, покрыта карбидом вольфрама.
9. Буровой расширитель по п.1, в котором спиральная конфигурация лопастей имеет наклон, обеспечивающий, по меньшей мере, по существу полное круговое покрытие корпуса лопастями долота.
10. Буровой расширитель по п.1, в котором указанное множество режущих элементов включает режущие элементы, выбранные из группы, содержащей режущие элементы, армированные поликристаллическими синтетическими алмазами (АПСА), термостойкие алмазные режущие элементы, режущие элементы, импрегнированные алмазами, режущие элементы из кубического нитрида бора и режущие элементы из карбида вольфрама.
11. Буровой расширитель по п.1, в котором центральная область носовой части имеет более тонкую стенку, чем периферийная область носовой части.
12. Буровой расширитель по п.11, в котором толщина стенки, по меньшей мере, центральной области носовой части постепенно нарастает от ее центра по радиусу наружу к ее периферийной области.
13. Буровой расширитель по п.1, в котором конфигурация поперечного сечения внутренней поверхности носовой части обеспечивает в первую очередь ее захват режущей кромкой обычного АПСА бурового долота и центрирование АПСА долота при его размещении внутри бурового расширителя вблизи центральной области внутренней поверхности.
14. Буровой расширитель по п.13, в котором носовая часть имеет толщину стенки вблизи ее центральной области меньше, чем толщину стенки вблизи ее периферийной области.
15. Способ выбуривания бурового расширителя, выполненного в виде башмака, имеющего вогнутую носовую часть на аксиально переднем конце, свободную от режущей структуры, боковую стенку, аксиально вытянутую к задней части, и стенку переходного перегиба между ними, при осуществлении которого: вводят в первоначальный контакт с буровым долотом внутреннюю поверхность стенки переходного перегиба после контакта внутренней поверхности боковой стенки на периферии башмака, вращают буровое долото внутри бурового расширителя и захватывают внутреннюю поверхность носовой части, и выбуривают носовую часть от центральной области радиально наружу к ее периферийной области.
16. Способ по п.15, дополнительно включающий центровку бурового долота внутри носовой части за счет контакта бурового долота с центральной областью внутренней поверхности.
17. Способ по п.15, в котором для выбуривания бурового расширителя используют буровое долото с АПСА режущими элементами, исключая при этом соприкосновение АПСА режущих элементов бурового долота с режущей структурой на боковой стенке бурового расширителя.
18. Способ по п.15, в котором при выбуривании носовой части от ее центральной области радиально наружу к ее периферийной области осуществляют выбуривание относительно более тонкостенной центральной области перед выбуриванием относительно более толстостенной периферийной области.
19. Способ по п.15, в котором боковая стенка остается по существу нетронутой после выбуривания носовой части.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US80062106P | 2006-05-15 | 2006-05-15 | |
| US60/800,621 | 2006-05-15 | ||
| US11/747,651 US7621351B2 (en) | 2006-05-15 | 2007-05-11 | Reaming tool suitable for running on casing or liner |
| US11/747,651 | 2007-05-11 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008149244A RU2008149244A (ru) | 2010-06-20 |
| RU2436927C2 true RU2436927C2 (ru) | 2011-12-20 |
Family
ID=38656735
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008149244/03A RU2436927C2 (ru) | 2006-05-15 | 2007-05-14 | Буровой расширитель, спускаемый на обсадной колонне или хвостовике, и способ его разбуривания |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US7621351B2 (ru) |
| EP (2) | EP2019901B1 (ru) |
| CA (1) | CA2651823C (ru) |
| RU (1) | RU2436927C2 (ru) |
| WO (1) | WO2007133739A2 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2529038C1 (ru) * | 2013-05-29 | 2014-09-27 | Дмитрий Николаевич Сорокин | Устройство и способ для расширения скважины |
| RU2549653C1 (ru) * | 2014-01-15 | 2015-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Лопастное долото (варианты) |
| RU2687834C1 (ru) * | 2018-08-06 | 2019-05-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Колонный башмак |
Families Citing this family (74)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8327931B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same |
| US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
| US9079246B2 (en) * | 2009-12-08 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a nanomatrix powder metal compact |
| US8403037B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
| US9109429B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Engineered powder compact composite material |
| US9101978B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
| US7395882B2 (en) | 2004-02-19 | 2008-07-08 | Baker Hughes Incorporated | Casing and liner drilling bits |
| US7624818B2 (en) * | 2004-02-19 | 2009-12-01 | Baker Hughes Incorporated | Earth boring drill bits with casing component drill out capability and methods of use |
| US7954570B2 (en) | 2004-02-19 | 2011-06-07 | Baker Hughes Incorporated | Cutting elements configured for casing component drillout and earth boring drill bits including same |
| US7621351B2 (en) | 2006-05-15 | 2009-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Reaming tool suitable for running on casing or liner |
| US7836978B2 (en) * | 2007-06-15 | 2010-11-23 | Baker Hughes Incorporated | Cutting elements for casing component drill out and subterranean drilling, earth boring drag bits and tools including same and methods of use |
| US7954571B2 (en) | 2007-10-02 | 2011-06-07 | Baker Hughes Incorporated | Cutting structures for casing component drillout and earth-boring drill bits including same |
| US8245797B2 (en) | 2007-10-02 | 2012-08-21 | Baker Hughes Incorporated | Cutting structures for casing component drillout and earth-boring drill bits including same |
| GB0900606D0 (en) | 2009-01-15 | 2009-02-25 | Downhole Products Plc | Tubing shoe |
| US8430187B2 (en) * | 2009-02-27 | 2013-04-30 | Conocophillips Company | Directional sidetrack well drilling system |
| US8887836B2 (en) * | 2009-04-15 | 2014-11-18 | Baker Hughes Incorporated | Drilling systems for cleaning wellbores, bits for wellbore cleaning, methods of forming such bits, and methods of cleaning wellbores using such bits |
| GB2482456A (en) * | 2009-05-01 | 2012-02-01 | Baker Hughes Inc | Casing bits,drilling assemblies,and methods for use in forming wellbores with expandable casing |
| US8327944B2 (en) * | 2009-05-29 | 2012-12-11 | Varel International, Ind., L.P. | Whipstock attachment to a fixed cutter drilling or milling bit |
| US8517123B2 (en) * | 2009-05-29 | 2013-08-27 | Varel International, Ind., L.P. | Milling cap for a polycrystalline diamond compact cutter |
| RU2544946C2 (ru) * | 2009-06-05 | 2015-03-20 | Варел Интернейшнл, Инд., Л.П. | Долото обсадной колонны и расширительное долото обсадной колонны |
| US9309723B2 (en) * | 2009-10-05 | 2016-04-12 | Baker Hughes Incorporated | Drill bits and tools for subterranean drilling, methods of manufacturing such drill bits and tools and methods of directional and off center drilling |
| GB0918358D0 (en) | 2009-10-20 | 2009-12-02 | Futuretec Ltd | Wellbore completion |
| US8528633B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
| US9127515B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix carbon composite |
| US10240419B2 (en) | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
| US9243475B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Extruded powder metal compact |
| US9227243B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a powder metal compact |
| US8573295B2 (en) | 2010-11-16 | 2013-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Plug and method of unplugging a seat |
| US8425651B2 (en) | 2010-07-30 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix metal composite |
| US8424610B2 (en) | 2010-03-05 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Flow control arrangement and method |
| GB201004603D0 (en) * | 2010-03-19 | 2010-05-05 | 2Td Ltd | Drill bit |
| US8776884B2 (en) | 2010-08-09 | 2014-07-15 | Baker Hughes Incorporated | Formation treatment system and method |
| US9090955B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal composite |
| AU2011360646B2 (en) * | 2011-02-21 | 2014-10-23 | Ehwa Diamond Industrial Co., Ltd. | Reaming shell for mining |
| US9080098B2 (en) | 2011-04-28 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Functionally gradient composite article |
| US8631876B2 (en) | 2011-04-28 | 2014-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of making and using a functionally gradient composite tool |
| US9139928B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment |
| US9707739B2 (en) | 2011-07-22 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
| US8783365B2 (en) | 2011-07-28 | 2014-07-22 | Baker Hughes Incorporated | Selective hydraulic fracturing tool and method thereof |
| US9643250B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
| US9833838B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-12-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
| US9057242B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-06-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling corrosion rate in downhole article, and downhole article having controlled corrosion rate |
| US9033055B2 (en) | 2011-08-17 | 2015-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Selectively degradable passage restriction and method |
| US9109269B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Magnesium alloy powder metal compact |
| US9090956B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Aluminum alloy powder metal compact |
| US9856547B2 (en) | 2011-08-30 | 2018-01-02 | Bakers Hughes, A Ge Company, Llc | Nanostructured powder metal compact |
| US9643144B2 (en) | 2011-09-02 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method to generate and disperse nanostructures in a composite material |
| CA2773106C (en) * | 2011-09-02 | 2017-11-21 | Bradley Allan Lamontagne | Well bore reamer |
| US9347119B2 (en) | 2011-09-03 | 2016-05-24 | Baker Hughes Incorporated | Degradable high shock impedance material |
| US9187990B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system |
| US9133695B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Degradable shaped charge and perforating gun system |
| US9284812B2 (en) | 2011-11-21 | 2016-03-15 | Baker Hughes Incorporated | System for increasing swelling efficiency |
| MX349429B (es) * | 2011-12-27 | 2017-07-28 | Nat Oilwell Dht Lp | Herramienta de corte de fondo de pozo. |
| US9010416B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Tubular anchoring system and a seat for use in the same |
| US9068428B2 (en) | 2012-02-13 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Selectively corrodible downhole article and method of use |
| US9605508B2 (en) | 2012-05-08 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
| US9816339B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-11-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole |
| US10689740B2 (en) | 2014-04-18 | 2020-06-23 | Terves, LLCq | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
| US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
| US10150713B2 (en) | 2014-02-21 | 2018-12-11 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
| US9624732B2 (en) * | 2014-07-17 | 2017-04-18 | First Corp International Inc. | Hole opener and method for drilling |
| CN104265187A (zh) * | 2014-09-05 | 2015-01-07 | 无锡中地地质装备有限公司 | 扩孔钻具 |
| US9910026B2 (en) | 2015-01-21 | 2018-03-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | High temperature tracers for downhole detection of produced water |
| US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
| WO2016142534A2 (en) | 2015-03-11 | 2016-09-15 | Tercel Oilfield Products Belgium Sa | Downhole tool and bottom hole assembly for running a string in a wellbore |
| US10221637B2 (en) | 2015-08-11 | 2019-03-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding |
| US10016810B2 (en) | 2015-12-14 | 2018-07-10 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing degradable tools using a galvanic carrier and tools manufactured thereof |
| GB2564825B (en) | 2016-08-17 | 2021-09-15 | Halliburton Energy Services Inc | Modular reaming device |
| CA3012511A1 (en) | 2017-07-27 | 2019-01-27 | Terves Inc. | Degradable metal matrix composite |
| US20220143720A1 (en) * | 2020-11-12 | 2022-05-12 | Inrock Drilling Systems, Inc. | Reamer Having Blade Debris Removal and Drilling Direction Reversibility Features |
| US11441360B2 (en) | 2020-12-17 | 2022-09-13 | National Oilwell Varco, L.P. | Downhole eccentric reamer tool and related systems and methods |
| US12006769B2 (en) * | 2021-10-22 | 2024-06-11 | Saudi Arabian Oil Company | Modular casing reamer shoe system with jarring capability |
| US11905794B2 (en) * | 2022-05-16 | 2024-02-20 | Saudi Arabian Oil Company | Hydraulically driven rotating string reamer and methods |
| EP4303396A1 (en) | 2022-07-06 | 2024-01-10 | Downhole Products Limited | Rasping shoe for non-rotational deployment of casing string |
Family Cites Families (141)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1342424A (en) | 1918-09-06 | 1920-06-08 | Shepard M Cotten | Method and apparatus for constructing concrete piles |
| US1981525A (en) | 1933-12-05 | 1934-11-20 | Bailey E Price | Method of and apparatus for drilling oil wells |
| US1997312A (en) | 1933-12-16 | 1935-04-09 | Spencer White & Prentis Inc | Caisson liner and method of applying |
| US2215913A (en) | 1938-10-04 | 1940-09-24 | Standard Oil Co California | Method and apparatus for operating wells |
| US2334788A (en) | 1940-08-12 | 1943-11-23 | Charles M O'leary | Hydraulic bore cleaner and cement shoe |
| US2869825A (en) | 1953-10-26 | 1959-01-20 | Phillips Petroleum Co | Earth boring |
| US2940731A (en) | 1955-01-21 | 1960-06-14 | United Geophysical Corp | Drill bit |
| US3266577A (en) | 1963-10-14 | 1966-08-16 | Pan American Petroleum Corp | Guide shoe |
| US3565192A (en) | 1968-08-27 | 1971-02-23 | Frank W Mclarty | Earth boring mechanism and coordinated pilot hole drilling and coring mechanisms |
| US3624760A (en) | 1969-11-03 | 1971-11-30 | Albert G Bodine | Sonic apparatus for installing a pile jacket, casing member or the like in an earthen formation |
| US3825083A (en) * | 1972-02-02 | 1974-07-23 | Christensen Diamond Prod Co | Drill bit and stabilizer combination |
| US3997009A (en) | 1975-01-31 | 1976-12-14 | Engineering Enterprises Inc. | Well drilling apparatus |
| US4190383A (en) | 1977-01-13 | 1980-02-26 | Pynford Limited | Structural element |
| US4351401A (en) | 1978-06-08 | 1982-09-28 | Christensen, Inc. | Earth-boring drill bits |
| US4255165A (en) | 1978-12-22 | 1981-03-10 | General Electric Company | Composite compact of interleaved polycrystalline particles and cemented carbide masses |
| GB2062726B (en) | 1979-10-25 | 1983-10-12 | Fletcher F | Downhole shearers |
| DE3039632C2 (de) | 1980-10-21 | 1982-12-16 | Christensen, Inc., 84115 Salt Lake City, Utah | Drehborhmeißel für Tiefbohrungen |
| CA1222448A (en) | 1982-06-01 | 1987-06-02 | Bralorne Resources Limited | Casing shoe |
| US4413682A (en) | 1982-06-07 | 1983-11-08 | Baker Oil Tools, Inc. | Method and apparatus for installing a cementing float shoe on the bottom of a well casing |
| US4624316A (en) | 1984-09-28 | 1986-11-25 | Halliburton Company | Super seal valve with mechanically retained seal |
| GB2170528A (en) | 1985-01-26 | 1986-08-06 | Ed Oscar Seabourn | Casing extender |
| US4673044A (en) | 1985-08-02 | 1987-06-16 | Eastman Christensen Co. | Earth boring bit for soft to hard formations |
| US4682663A (en) | 1986-02-18 | 1987-07-28 | Reed Tool Company | Mounting means for cutting elements in drag type rotary drill bit |
| US4618010A (en) | 1986-02-18 | 1986-10-21 | Team Engineering And Manufacturing, Inc. | Hole opener |
| FR2596803B1 (fr) | 1986-04-02 | 1988-06-24 | Elf Aquitaine | Dispositif de forage et cuvelage simultanes |
| US4782903A (en) | 1987-01-28 | 1988-11-08 | Strange William S | Replaceable insert stud for drilling bits |
| US4759413A (en) | 1987-04-13 | 1988-07-26 | Drilex Systems, Inc. | Method and apparatus for setting an underwater drilling system |
| GB8713807D0 (en) | 1987-06-12 | 1987-07-15 | Nl Petroleum Prod | Cutting structures for rotary drill bits |
| US5025874A (en) | 1988-04-05 | 1991-06-25 | Reed Tool Company Ltd. | Cutting elements for rotary drill bits |
| US5027912A (en) | 1988-07-06 | 1991-07-02 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit having improved cutter configuration |
| GB2234542B (en) | 1989-08-04 | 1993-03-31 | Reed Tool Co | Improvements in or relating to cutting elements for rotary drill bits |
| BE1003903A3 (fr) | 1989-12-19 | 1992-07-14 | Diamant Boart Stratabit Sa | Outil de forage destine a elargir un puits. |
| SE467632B (sv) | 1990-01-17 | 1992-08-17 | Uniroc Ab | Borrverktyg foer slaaende och roterande borrning under samtidig neddrivning av ett foderroer |
| DE4017761A1 (de) | 1990-06-01 | 1991-12-05 | Eastman Christensen Co | Bohrwerkzeug zum abteufen von bohrungen in unterirdische gesteinsformationen |
| US5127482A (en) | 1990-10-25 | 1992-07-07 | Rector Jr Clarence A | Expandable milling head for gas well drilling |
| US5205365A (en) | 1991-02-28 | 1993-04-27 | Union Oil Company Of California | Pressure assisted running of tubulars |
| US5271472A (en) | 1991-08-14 | 1993-12-21 | Atlantic Richfield Company | Drilling with casing and retrievable drill bit |
| US5186265A (en) | 1991-08-22 | 1993-02-16 | Atlantic Richfield Company | Retrievable bit and eccentric reamer assembly |
| US6050354A (en) | 1992-01-31 | 2000-04-18 | Baker Hughes Incorporated | Rolling cutter bit with shear cutting gage |
| US5314033A (en) | 1992-02-18 | 1994-05-24 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit having combined positive and negative or neutral rake cutters |
| GB9211946D0 (en) | 1992-06-05 | 1992-07-15 | Panther Oil Tools Uk Ltd | Backreaming stabilizer |
| US5285204A (en) | 1992-07-23 | 1994-02-08 | Conoco Inc. | Coil tubing string and downhole generator |
| US5289889A (en) | 1993-01-21 | 1994-03-01 | Marvin Gearhart | Roller cone core bit with spiral stabilizers |
| US5379835A (en) | 1993-04-26 | 1995-01-10 | Halliburton Company | Casing cementing equipment |
| US5423387A (en) | 1993-06-23 | 1995-06-13 | Baker Hughes, Inc. | Method for sidetracking below reduced-diameter tubulars |
| GB9314954D0 (en) | 1993-07-16 | 1993-09-01 | Camco Drilling Group Ltd | Improvements in or relating to torary drill bits |
| US5322139A (en) | 1993-07-28 | 1994-06-21 | Rose James K | Loose crown underreamer apparatus |
| US5887655A (en) | 1993-09-10 | 1999-03-30 | Weatherford/Lamb, Inc | Wellbore milling and drilling |
| US5887668A (en) | 1993-09-10 | 1999-03-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore milling-- drilling |
| US5605198A (en) | 1993-12-09 | 1997-02-25 | Baker Hughes Incorporated | Stress related placement of engineered superabrasive cutting elements on rotary drag bits |
| US5435403A (en) | 1993-12-09 | 1995-07-25 | Baker Hughes Incorporated | Cutting elements with enhanced stiffness and arrangements thereof on earth boring drill bits |
| US5402856A (en) | 1993-12-21 | 1995-04-04 | Amoco Corporation | Anti-whirl underreamer |
| US6073518A (en) | 1996-09-24 | 2000-06-13 | Baker Hughes Incorporated | Bit manufacturing method |
| GB9405679D0 (en) | 1994-03-22 | 1994-05-11 | Weatherford Lamb | Fill valve |
| US5443565A (en) | 1994-07-11 | 1995-08-22 | Strange, Jr.; William S. | Drill bit with forward sweep cutting elements |
| DE4432710C1 (de) | 1994-09-14 | 1996-04-11 | Klemm Bohrtech | Zielbohreinrichtung zum horizontalen Richtbohren |
| US5533582A (en) | 1994-12-19 | 1996-07-09 | Baker Hughes, Inc. | Drill bit cutting element |
| US6230822B1 (en) | 1995-02-16 | 2001-05-15 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for monitoring and recording of the operating condition of a downhole drill bit during drilling operations |
| US6571886B1 (en) | 1995-02-16 | 2003-06-03 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for monitoring and recording of the operating condition of a downhole drill bit during drilling operations |
| GB2298665B (en) | 1995-03-08 | 1998-11-04 | Camco Drilling Group Ltd | Improvements in or relating to cutter assemblies for rotary drill bits |
| GB9504968D0 (en) | 1995-03-11 | 1995-04-26 | Brit Bit Limited | Improved casing shoe |
| US5497842A (en) | 1995-04-28 | 1996-03-12 | Baker Hughes Incorporated | Reamer wing for enlarging a borehole below a smaller-diameter portion therof |
| US6196336B1 (en) | 1995-10-09 | 2001-03-06 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for drilling boreholes in earth formations (drilling liner systems) |
| US5904213A (en) | 1995-10-10 | 1999-05-18 | Camco International (Uk) Limited | Rotary drill bits |
| US5706906A (en) | 1996-02-15 | 1998-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Superabrasive cutting element with enhanced durability and increased wear life, and apparatus so equipped |
| US5758733A (en) | 1996-04-17 | 1998-06-02 | Baker Hughes Incorporated | Earth-boring bit with super-hard cutting elements |
| US6063502A (en) | 1996-08-01 | 2000-05-16 | Smith International, Inc. | Composite construction with oriented microstructure |
| GB2315789B (en) | 1996-08-01 | 2000-06-14 | Camco International | Improvements in or relating to rotary drill bits |
| US5979571A (en) | 1996-09-27 | 1999-11-09 | Baker Hughes Incorporated | Combination milling tool and drill bit |
| US5765653A (en) | 1996-10-09 | 1998-06-16 | Baker Hughes Incorporated | Reaming apparatus and method with enhanced stability and transition from pilot hole to enlarged bore diameter |
| GB9621217D0 (en) | 1996-10-11 | 1996-11-27 | Camco Drilling Group Ltd | Improvements in or relating to preform cutting elements for rotary drill bits |
| US6123160A (en) * | 1997-04-02 | 2000-09-26 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with gage definition region |
| US5960881A (en) | 1997-04-22 | 1999-10-05 | Jerry P. Allamon | Downhole surge pressure reduction system and method of use |
| US5842517A (en) | 1997-05-02 | 1998-12-01 | Davis-Lynch, Inc. | Anti-rotational cementing apparatus |
| US6693553B1 (en) | 1997-06-02 | 2004-02-17 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir management system and method |
| US5957225A (en) | 1997-07-31 | 1999-09-28 | Bp Amoco Corporation | Drilling assembly and method of drilling for unstable and depleted formations |
| US6672406B2 (en) | 1997-09-08 | 2004-01-06 | Baker Hughes Incorporated | Multi-aggressiveness cuttting face on PDC cutters and method of drilling subterranean formations |
| US6321862B1 (en) * | 1997-09-08 | 2001-11-27 | Baker Hughes Incorporated | Rotary drill bits for directional drilling employing tandem gage pad arrangement with cutting elements and up-drill capability |
| US7025156B1 (en) | 1997-11-18 | 2006-04-11 | Douglas Caraway | Rotary drill bit for casting milling and formation drilling |
| US6170583B1 (en) | 1998-01-16 | 2001-01-09 | Dresser Industries, Inc. | Inserts and compacts having coated or encrusted cubic boron nitride particles |
| US6401820B1 (en) | 1998-01-24 | 2002-06-11 | Downhole Products Plc | Downhole tool |
| CA2261495A1 (en) | 1998-03-13 | 1999-09-13 | Praful C. Desai | Method for milling casing and drilling formation |
| US6412579B2 (en) | 1998-05-28 | 2002-07-02 | Diamond Products International, Inc. | Two stage drill bit |
| US6443247B1 (en) | 1998-06-11 | 2002-09-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Casing drilling shoe |
| US6415877B1 (en) | 1998-07-15 | 2002-07-09 | Deep Vision Llc | Subsea wellbore drilling system for reducing bottom hole pressure |
| US6131675A (en) | 1998-09-08 | 2000-10-17 | Baker Hughes Incorporated | Combination mill and drill bit |
| WO2000028188A1 (en) | 1998-11-10 | 2000-05-18 | Baker Hughes Incorporated | Self-controlled directional drilling systems and methods |
| US6290008B1 (en) | 1998-12-07 | 2001-09-18 | Smith International, Inc. | Inserts for earth-boring bits |
| US6454030B1 (en) | 1999-01-25 | 2002-09-24 | Baker Hughes Incorporated | Drill bits and other articles of manufacture including a layer-manufactured shell integrally secured to a cast structure and methods of fabricating same |
| US6429784B1 (en) | 1999-02-19 | 2002-08-06 | Dresser Industries, Inc. | Casing mounted sensors, actuators and generators |
| CA2271401C (en) | 1999-02-23 | 2008-07-29 | Tesco Corporation | Drilling with casing |
| US6857487B2 (en) | 2002-12-30 | 2005-02-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with concentric strings of casing |
| BE1012545A3 (fr) | 1999-03-09 | 2000-12-05 | Security Dbs | Elargisseur de trou de forage. |
| US6216805B1 (en) | 1999-07-12 | 2001-04-17 | Baker Hughes Incorporated | Dual grade carbide substrate for earth-boring drill bit cutting elements, drill bits so equipped, and methods |
| US7332218B1 (en) | 1999-07-14 | 2008-02-19 | Eic Laboratories, Inc. | Electrically disbonding materials |
| US6460631B2 (en) | 1999-08-26 | 2002-10-08 | Baker Hughes Incorporated | Drill bits with reduced exposure of cutters |
| US6298930B1 (en) | 1999-08-26 | 2001-10-09 | Baker Hughes Incorporated | Drill bits with controlled cutter loading and depth of cut |
| AUPQ302599A0 (en) | 1999-09-22 | 1999-10-21 | Azuko Pty Ltd | Drilling apparatus |
| US6394200B1 (en) | 1999-10-28 | 2002-05-28 | Camco International (U.K.) Limited | Drillout bi-center bit |
| US6510906B1 (en) | 1999-11-29 | 2003-01-28 | Baker Hughes Incorporated | Impregnated bit with PDC cutters in cone area |
| GB9929000D0 (en) * | 1999-12-09 | 2000-02-02 | Bbl Downhole Tools Ltd | Reamer shoe |
| DE60030159D1 (de) | 1999-12-22 | 2006-09-28 | Weatherford Lamb | Bohrmeissel zum gleichzeitigen bohren und verrohren |
| US6779951B1 (en) * | 2000-02-16 | 2004-08-24 | U.S. Synthetic Corporation | Drill insert using a sandwiched polycrystalline diamond compact and method of making the same |
| US6622803B2 (en) | 2000-03-22 | 2003-09-23 | Rotary Drilling Technology, Llc | Stabilizer for use in a drill string |
| US6439326B1 (en) | 2000-04-10 | 2002-08-27 | Smith International, Inc. | Centered-leg roller cone drill bit |
| US7334650B2 (en) | 2000-04-13 | 2008-02-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for drilling a wellbore using casing |
| GB0008988D0 (en) | 2000-04-13 | 2000-05-31 | Bbl Downhole Tools Ltd | Drill bit nozzle |
| DE60117372T2 (de) | 2000-05-05 | 2006-10-12 | Weatherford/Lamb, Inc., Houston | Vorrichtung und verfahren zur herstellung einer lateralbohrung |
| CA2311158A1 (en) | 2000-06-09 | 2001-12-09 | Tesco Corporation | A method for drilling with casing |
| US6497291B1 (en) | 2000-08-29 | 2002-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Float valve assembly and method |
| US6408958B1 (en) | 2000-10-23 | 2002-06-25 | Baker Hughes Incorporated | Superabrasive cutting assemblies including cutters of varying orientations and drill bits so equipped |
| GB0029324D0 (en) * | 2000-12-01 | 2001-01-17 | Bbl Downhole Tools Ltd | Shoe |
| AU2002220867A1 (en) | 2000-12-09 | 2002-06-18 | Fisher Power Wave Ltd | Boring apparatus |
| US20020112894A1 (en) * | 2001-01-22 | 2002-08-22 | Caraway Douglas B. | Bit for horizontal boring |
| US6484825B2 (en) * | 2001-01-27 | 2002-11-26 | Camco International (Uk) Limited | Cutting structure for earth boring drill bits |
| US7137460B2 (en) | 2001-02-13 | 2006-11-21 | Smith International, Inc. | Back reaming tool |
| US6568492B2 (en) | 2001-03-02 | 2003-05-27 | Varel International, Inc. | Drag-type casing mill/drill bit |
| US6513598B2 (en) * | 2001-03-19 | 2003-02-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drillable floating equipment and method of eliminating bit trips by using drillable materials for the construction of shoe tracks |
| US6702040B1 (en) | 2001-04-26 | 2004-03-09 | Floyd R. Sensenig | Telescopic drilling method |
| US6620380B2 (en) | 2001-09-14 | 2003-09-16 | Ecolab, Inc. | Method, device and composition for the sustained release of an antimicrobial gas |
| NO316183B1 (no) * | 2002-03-08 | 2003-12-22 | Sigbjoern Sangesland | Fremgangsmåte og anordning ved fôringsrör |
| US7234546B2 (en) | 2002-04-08 | 2007-06-26 | Baker Hughes Incorporated | Drilling and cementing casing system |
| CA2484902C (en) | 2002-05-17 | 2009-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mwd formation tester |
| FR2841293B1 (fr) | 2002-06-19 | 2006-03-03 | Bouygues Offshore | Conduite de guidage telescopique de forage en mer |
| US7036611B2 (en) | 2002-07-30 | 2006-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamer apparatus for enlarging boreholes while drilling and methods of use |
| US6817633B2 (en) | 2002-12-20 | 2004-11-16 | Lone Star Steel Company | Tubular members and threaded connections for casing drilling and method |
| EP1606488A1 (en) | 2003-02-26 | 2005-12-21 | Element Six (PTY) Ltd | Secondary cutting element for drill bit |
| GB2414502B (en) | 2003-02-27 | 2007-10-17 | Weatherford Lamb | Drill shoe |
| EP1618279B1 (en) | 2003-04-25 | 2007-11-07 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Method of creating a borehole in an earth formation |
| US7178609B2 (en) | 2003-08-19 | 2007-02-20 | Baker Hughes Incorporated | Window mill and drill bit |
| WO2005047640A2 (en) | 2003-11-07 | 2005-05-26 | Aps Technology, Inc. | Sytem and method for damping vibration in a drill string |
| US7395882B2 (en) * | 2004-02-19 | 2008-07-08 | Baker Hughes Incorporated | Casing and liner drilling bits |
| US7117960B2 (en) | 2003-11-19 | 2006-10-10 | James L Wheeler | Bits for use in drilling with casting and method of making the same |
| US7370702B2 (en) * | 2004-01-08 | 2008-05-13 | Baker Hughes Incorporated | Single mill casing window cutting tool and method |
| US7624818B2 (en) * | 2004-02-19 | 2009-12-01 | Baker Hughes Incorporated | Earth boring drill bits with casing component drill out capability and methods of use |
| US7954570B2 (en) * | 2004-02-19 | 2011-06-07 | Baker Hughes Incorporated | Cutting elements configured for casing component drillout and earth boring drill bits including same |
| GB0404170D0 (en) * | 2004-02-25 | 2004-03-31 | Synergetech Ltd | Improved shoe |
| US20070246224A1 (en) * | 2006-04-24 | 2007-10-25 | Christiaan Krauss | Offset valve system for downhole drillable equipment |
| US7621351B2 (en) | 2006-05-15 | 2009-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Reaming tool suitable for running on casing or liner |
| WO2008124636A1 (en) * | 2007-04-04 | 2008-10-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods of milling a restricted casing shoe |
| US7836978B2 (en) | 2007-06-15 | 2010-11-23 | Baker Hughes Incorporated | Cutting elements for casing component drill out and subterranean drilling, earth boring drag bits and tools including same and methods of use |
-
2007
- 2007-05-11 US US11/747,651 patent/US7621351B2/en active Active
- 2007-05-14 WO PCT/US2007/011543 patent/WO2007133739A2/en active Application Filing
- 2007-05-14 EP EP07756257A patent/EP2019901B1/en not_active Not-in-force
- 2007-05-14 EP EP10191648.4A patent/EP2284354A3/en not_active Withdrawn
- 2007-05-14 CA CA2651823A patent/CA2651823C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-05-14 RU RU2008149244/03A patent/RU2436927C2/ru not_active IP Right Cessation
-
2009
- 2009-11-23 US US12/624,311 patent/US7900703B2/en active Active
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2529038C1 (ru) * | 2013-05-29 | 2014-09-27 | Дмитрий Николаевич Сорокин | Устройство и способ для расширения скважины |
| RU2549653C1 (ru) * | 2014-01-15 | 2015-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Лопастное долото (варианты) |
| RU2687834C1 (ru) * | 2018-08-06 | 2019-05-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Колонный башмак |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US7621351B2 (en) | 2009-11-24 |
| EP2284354A2 (en) | 2011-02-16 |
| US20070289782A1 (en) | 2007-12-20 |
| CA2651823C (en) | 2011-08-30 |
| CA2651823A1 (en) | 2007-11-22 |
| US7900703B2 (en) | 2011-03-08 |
| EP2019901B1 (en) | 2012-01-11 |
| WO2007133739A3 (en) | 2008-01-24 |
| EP2284354A3 (en) | 2013-10-02 |
| EP2019901A2 (en) | 2009-02-04 |
| WO2007133739A2 (en) | 2007-11-22 |
| RU2008149244A (ru) | 2010-06-20 |
| US20100065282A1 (en) | 2010-03-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2436927C2 (ru) | Буровой расширитель, спускаемый на обсадной колонне или хвостовике, и способ его разбуривания | |
| RU2628359C2 (ru) | Режущие структуры для бурового долота с закрепленными режущими инструментами | |
| US8061456B2 (en) | Chamfered edge gage cutters and drill bits so equipped | |
| US10526849B2 (en) | Cutting structure with blade having multiple cutting edges | |
| US20020125047A1 (en) | Polycrystaline diamond compact insert reaming tool | |
| US20180171795A1 (en) | Rotating elements for downhole cutting tools | |
| CN105269047A (zh) | 用于启始切口的切削刀片 | |
| EA027355B1 (ru) | Создающее опережающие канавки на забое гибридное буровое долото | |
| US8973685B2 (en) | Turbine driven reaming bit with stability and cutting efficiency features | |
| US20230094335A1 (en) | Eccentric Reaming Tool | |
| US5601151A (en) | Drilling tool | |
| US8978787B2 (en) | Turbine driven reaming bit with blades and cutting structure extending into concave nose | |
| WO2015167786A1 (en) | Cutting structure of a downhole cutting tool | |
| US10815733B2 (en) | Underreamer cutter block | |
| US10731422B2 (en) | Hybrid cutting structures with blade undulations | |
| US9080390B2 (en) | Turbine driven reaming bit with profile limiting torque fluctuation | |
| WO2014028152A1 (en) | Downhole cutting tools having hybrid cutting structures | |
| CN113167103B (zh) | 具有固定刀刃和变化尺寸可旋转切削结构的钻地工具及相关方法 | |
| CN101479439A (zh) | 用于套管或衬管的扩眼工具及扩眼方法 | |
| US12091917B2 (en) | Shaped cutter with peripheral cutting teeth and tapered open region | |
| CN110678622B (zh) | 阶梯式井下工具和使用方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160515 |