RU2521132C2 - Гибридное долото с изменяемым выступом резцов - Google Patents

Гибридное долото с изменяемым выступом резцов Download PDF

Info

Publication number
RU2521132C2
RU2521132C2 RU2012101486/03A RU2012101486A RU2521132C2 RU 2521132 C2 RU2521132 C2 RU 2521132C2 RU 2012101486/03 A RU2012101486/03 A RU 2012101486/03A RU 2012101486 A RU2012101486 A RU 2012101486A RU 2521132 C2 RU2521132 C2 RU 2521132C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
profile
cone
fixed
bit
incisors
Prior art date
Application number
RU2012101486/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2012101486A (ru
Inventor
В. КУЛКАРНИ Аджей
Original Assignee
Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Бейкер Хьюз Инкорпорейтед filed Critical Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Publication of RU2012101486A publication Critical patent/RU2012101486A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2521132C2 publication Critical patent/RU2521132C2/ru

Links

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

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)
  • Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)

Abstract

Группа изобретений относится к гибридным буровым долотам. Обеспечивает улучшение эффективности работы долота, снижение нагрузок и износа режущих элементов. Буровое долото включает корпус долота, имеющий носовую часть, часть перегиба и калибрующую часть; несколько фиксированных режущих элементов, прикрепленных к корпусу и определяющих профиль фиксированных резцов; и шарошку, прикрепленную к корпусу с возможностью вращения, имеющую несколько режущих элементов шарошки, определяющих режущий профиль шарошки. Профиль фиксированных резцов выступает за пределы профиля шарошки в по меньшей мере одной из частей и профиль шарошки выступает за пределы профиля фиксированных резцов в по меньшей мере одной из частей. 3 н.з. и 12 з.п. ф-лы, 9 ил.

Description

Притязания на приоритет
Настоящая заявка претендует на приоритет патентной заявки US 12/487561, поданной 18 июня 2009 г. и включенной в настоящее описание посредством ссылки.
Область техники
Раскрытое и рассмотренное здесь изобретение относится в целом к гибридным буровым долотам и, в частности, к гибридным буровым долотам, имеющим как шарошечные режущие элементы, так и режущие элементы фиксированных лопастей.
Уровень техники
В US 5558170 описывается лопастное долото, имеющее на своей торцевой поверхности несколько лопастей или гребней, в верхней поверхности которых посредством фрезерования выполнено одно или более гнезд. По калибрующему диаметру каждого из гребней расположены вставки или штифты из карбида вольфрама для уменьшения воздействия на режущий элемент калибрующего диаметра долота. Штифт из карбида вольфрама выступает до калибрующего диаметра ствола скважины для стабилизации долота внутри ствола скважины для ограничения его вихревого движения. Штифт из карбида вольфрама выступает непосредственно перед по меньшей мере последним узлом резцов относительно направления вращения долота, принимая ударное воздействие на себя вместо резцов. Дополнительный штифт из карбида вольфрама, или резец специальной формы, располагается вдоль лопастей на одной линии в ПКА режущими узлами для ограничения проникновения в породу ПКА режущих узлов, для ограничения тем самым вихревого движения долота или нестабильности его наклона. Фигурный ПКА резец имеет скошенную кромку, угол наклона которой больше переднего угла ПКА резца в продольной плоскости с тем, чтобы в контакт со стенкой ствола скважины вступала вставка из карбида вольфрама, а не ПКА режущая часть, ограничивая глубину проникновения. По мере износа долота ПКА режущая часть начинает захватывать породу, так же как и другие ПКА режущие узлы.
В US 6684967 описывается буровое долото, включающее усовершенствованные калибрующие накладки, специально приспособленное для обработки стенки ствола скважины. В предпочтительном варианте осуществления калибрующие накладки бурового долота устанавливаются так, что активные калибрующие накладки, имеющие режущую часть, чередуются с неактивными калибрующими накладками, имеющими поверхность, устойчивую к истиранию. Режущие элементы калибрующей накладки, помещенные на первой активной калибрующей накладке, взаимодействуют с режущими элементами калибрующей накладки, помещенными на других активных режущих накладках. В результате получается непрерывная последовательность перекрывающихся режущих элементов, пригодных для прорезывания стенки ствола скважины. В предпочтительном варианте неактивные калибрующие накладки размещаются между активными калибрующими накладками. Эти неактивные калибрующие накладки имеют износоустойчивую поверхность (например, вставка из стали или алмаза), проходящую до калибрующего диаметра. Эти неактивные калибрующие накладки помогают поддерживать размер ствола скважины и предотвращают воздействие на буровое долото нежелательных вращающих моментов.
В патентной заявке US 20080264695 описывается гибридное буровое долото, имеющее как шарошки, так и фиксированные лопасти, и способ бурения. Режущие элементы на фиксированных лопастях формируют непрерывный режущий профиль от периметра корпуса долота до центральной оси. Режущие элементы на шарошках перекрываются с фиксированными режущими элементами в носовой части и на перегибе (плечевой части) режущего профиля между центральной осью и периметром. Режущие элементы шарошек разрушают и предварительно или частично дробят породу в ограниченном объеме носовой части и части перегиба, на которые приходятся очень высокие нагрузки.
В патентной заявке 20090126998 описывается гибридное долото для бурения подземных пород, включающее корпус долота, имеющий центральную ось, по меньшей мере одну, а желательно три фиксированные лопасти, проходящие вниз от корпуса долота, каждая из которых имеет ведущую кромку и по меньшей мере одну, а желательно три шарошки, установленные на корпусе долота с возможностью вращения. Шарошка располагается между двумя фиксированными лопастями."
Раскрытое и описанное здесь изобретение направлено на усовершенствование долота для бурения подземных пород.
Раскрытие изобретения
Долото для бурения подземных пород, включающее корпус долота, профиль которого включает несколько частей, например конусную часть, носовую часть, часть перегиба (плечевую) и калибрующую часть; несколько фиксированных режущих элементов, прикрепленных к корпусу и определяющих профиль фиксированных резцов; и шарошку, закрепленную на корпусе с возможностью вращения, имеющую несколько режущих элементов шарошки, определяющих профиль шарошки, при этом профиль фиксированных резцов выходит за пределы профиля шарошки в по меньшей мере одной из частей, а профиль шарошки выходит за пределы профиля фиксированных резцов в по меньшей мере одной из частей. Профиль шарошки может выходить за пределы профиля фиксированных резцов в части перегиба и калибрующей части, при этом профиль фиксированных резцов может выступать за пределы профиля шарошки в носовой части и (или) конической части. В альтернативном варианте профиль фиксированных резцов может выступать за пределы профиля шарошки на перегибе и в калибрующей части, при этом профиль шарошки может выступать за пределы профиля фиксированных резцов в носовой части и (или) конической части.
Краткое описание чертежей
Ниже изобретение более подробно рассмотрено со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых:
на фиг.1 представлен вид снизу варианта осуществления гибридного бурового долота, в конструкции которого используются некоторые особенности настоящих изобретений;
на фиг.2 представлен вид сбоку варианта осуществления гибридного бурового долота, показанного на фиг.1, в конструкции которого используются определенные особенности настоящих изобретений;
на фиг.3 представлен другой вид сбоку варианта осуществления гибридного бурового долота, показанного на фиг.1, в конструкции которого используются определенные особенности настоящих изобретений;
на фиг.4 показана часть профиля гибридного бурового долота, показанного на фиг.1, в конструкции которого используются определенные особенности настоящих изобретений;
на фиг.5 иллюстрируется предпочтительное соотношение между профилем фиксированных резцов и профилем шарошки, использующее определенные особенности настоящих изобретений;
на фиг.6 иллюстрируется второе предпочтительное соотношение между профилем фиксированных резцов и профилем шарошки, использующее определенные особенности настоящих изобретений;
на фиг.7 иллюстрируется третье предпочтительное соотношение между профилем фиксированных резцов и профилем шарошки, использующее определенные особенности настоящих изобретений;
на фиг.8 иллюстрируется четвертое предпочтительное соотношение между профилем фиксированных резцов и профилем шарошки, использующее определенные особенности настоящих изобретений;
на фиг.9 иллюстрируется пятое предпочтительное соотношение между профилем фиксированных резцов и профилем шарошки, использующее определенные особенности настоящих изобретений.
Подробное описание осуществления изобретения
Описанные выше фигуры чертежей и приводимое ниже описание конкретных структур и функций не предназначены для ограничения объема изобретения или области притязаний приложенной формулы. Напротив, чертежи и описание предназначены для того, чтобы показать любому специалисту, как могут быть изготовлены и использованы изобретения, для которых испрашивается патентная защита. Специалистам должно быть понятно, что для краткости и лучшего понимания описаны или показаны не все признаки промышленных вариантов осуществления изобретений. Специалистам также должно быть понятно, что разработка реальных конструкций, включающих особенности настоящего изобретения, для достижения целей разработки для промышленного образца потребует многочисленных решений, обусловленных конкретным вариантом реализации. Такие решения, обусловленные конкретным вариантом реализации, могут включать соблюдение ограничений системного, делового, нормативного и иного характера, хотя, скорее всего, не сводятся к ним. Эти ограничения могут отличаться для конкретного варианта осуществления, местоположения и с течением времени. Хотя стоящие перед разработчиком задачи будут сложны и трудоемки в абсолютном выражении, использование данного раскрытия для специалиста сделает решение этих задач обычной работой. Следует понимать, что раскрытое и описанное здесь изобретение может иметь различные модификации и альтернативные формы. И, наконец, использование термина в единственном числе, например, выражаемого неопределенным артиклем или иным способом, не подразумевает ограничения количества элементов. Кроме того, использование терминов, выражающих соотношения, например "верх", "низ", "левый", "правый", "верхний", "нижний", "вниз", "вверх", "боковой" и другие, используются в описании для прояснения конкретных ссылок на чертежи и не предполагают ограничения области притязаний изобретения или приложенной формулы.
Заявителями предложено долото для бурения подземных пород, включающее корпус долота, профиль которого включает несколько частей, например конусную часть, носовую часть, часть перегиба и калибрующую часть; несколько фиксированных режущих элементов, прикрепленных к корпусу и определяющих профиль фиксированных резцов; и шарошку, установленную на корпусе с возможностью вращения, имеющую несколько режущих элементов шарошки, определяющих профиль шарошки, при этом профиль фиксированных резцов выходит за пределы профиля шарошки в по меньшей мере одной из частей и профиль шарошки выходит за пределы профиля фиксированных резцов в по меньшей мере одной из частей. Профиль шарошки может выходить за пределы профиля фиксированных резцов в части перегиба и калибрующей части, при этом профиль фиксированных резцов может выступать за пределы профиля шарошки в носовой части и (или) конусной части. В альтернативном варианте профиль фиксированных резцов может выступать за пределы профиля шарошки в части перегиба и в калибрующей части, при этом профиль шарошки может выступать за пределы профиля фиксированных резцов в носовой части и (или) конусной части.
На фиг.1-3 показано гибридное долото 11, включающее как шарошки, так и фиксированные резцы с вставками из поликристаллического алмаза (ПКА), установленными на сдвоенных режущих структурах, аналогичных показанным в патентной публикации US 20080296068, введенной в настоящее описание специальной ссылкой. В частности, долото 11 включает корпус 13 долота, имеющий продольную ось 15, определяющую центральную ось корпуса 13 долота. От корпуса 13 долота в продольном осевом направлении могут отходить несколько кронштейнов 17 крепления шарошек. Корпус 13 долота также может включать несколько лопастей 19, отходящих в продольном осевом направлении. В предпочтительном варианте число кронштейнов 17 и лопастей 19 составляет по меньшей мере по одному, но может быть два или более. В одном варианте осуществления показано два кронштейна 17 и две лопасти 19.
Шарошки 21 установлены на соответствующих кронштейнах 17. В каждой из шарошек 21 может быть закреплено или отфрезеровано несколько режущих элементов шарошки, режущих вставок или резцов 25, например вставок из карбида вольфрама или вставок в виде стальных зубьев. При этом резцы 25 шарошки прикрепляются к корпусу 13 долота с возможностью вращения. Кроме того, на лопастях 19 могут быть неподвижно закреплены несколько фиксированных режущих элементов 31, например ПКА резцов. Радиальные расстояния 23, 27 могут меняться в соответствии с вариантом применения и размером долота от одной шарошки к другой и (или) от одного режущего элемента к другому, для того чтобы удаление материала породы по центру ствола скважины выполнялось скорее режущими элементами 31 фиксированных лопастей, нежели режущими элементами 25 шарошек.
Промывочные насадки 63, 65 обычно расположены по центру в гнездах в корпусе 13 долота. С промывочными насадками 63, 65 связаны пара канавок 71 для выноса бурового шлама, расположенные между задней стороной каждой шарошки 21 и ведущей кромкой каждой фиксированной лопасти 19 ("ведущая" и "задняя" определены относительно направления вращения долота 11). Канавки 71 для выноса бурового шлама создают в целом свободную от препятствий область или пространство для удаления обломков породы и бурового раствора из центральной части долота к его периферии для выведения этих материалов на поверхность. Вдоль лопасти 19 могут быть по радиусу размещены дублирующие резцы 81 для усиления воздействия в носовой области, области перегиба и калибрующей области, что более подробно рассматривается далее. Помимо дублирующих резцов 81, на калибрующей поверхности может находиться несколько износоустойчивых элементов 83 в наиболее удаленной от центра части каждой лопасти 19 для предотвращения износа лопасти 19.
Как также показано на фиг.4, в предпочтительном варианте лопасти 19 или какие-либо другие структуры долота 11 определяют профиль 101 долота, который может включать конусную часть 103, носовую часть 105, часть 107 перегиба и калибрующую часть 109. В предпочтительном варианте конусная часть 103 представляет собой в целом линейную часть, проходящую от почти центральной линии 15 бурового долота 11 наружу. Конусная часть 103 образует конусный угол 111 с горизонтальным дном ствола скважины, обычно составляющий примерно 10-30 градусов, желательно примерно 20 градусов. Однако в крайних случаях угол 111 может быть практически любой величины, от -90 до +90 градусов.
Носовая часть является самой низкой точкой бурового долота. Поэтому резец носовой части является передовым ведущим резцом. Носовая часть 105 приближенно определена ее радиусом. При большем радиусе носовой части 105 здесь имеется больше места для размещения резцов. Носовая часть 105 начинается там, где заканчивается конусная часть 103 и начинается кривизна лопасти, и проходит до части 107 перегиба. В частности, носовая часть 105 проходит до точки, в которой профиль 101 долота по существу совпадает с кругом, образованным кривизной носовой части. Носовая часть 105 испытывает значительно более быстрое относительное перемещение по сравнению с конусной частью 103. Кроме того, на носовую часть обычно приходится больше давления, чем на другие части. В результате носовая часть 105 часто испытывает значительно больший износ, чем конусная секция 103.
Секция 107 перегиба начинается там, где профиль 101 долота отходит от кривизны носовой части и продолжается наружу на каждой лопасти 19 до точки, где наклон лопасти 19 становится, по существу, вертикальным, т.е. до калибрующей части 109. Часть перегиба испытывает значительно более быстрое относительное перемещение, чем конусная часть 103. Кроме того, часть 107 перегиба принимает на себя тяжесть повреждающих воздействий от нефункциональных динамических нагрузок, например вихревого движения долота. В результате часть 107 перегиба испытывает значительно больший износ, чем конусная часть 103. Часть 107 перегиба также дает и значительно больший вклад в скорость проходки и эффективность бурения, чем конусная часть 103. В зависимости от применения носовая часть 105 или часть 107 перегиба могут испытывать наибольший износ.
Калибрующая часть 109 начинается там, где заканчивается часть 107 перегиба. В частности, калибрующая часть 109 начинается там, где наклон лопасти 19 преимущественно вертикальный. Калибрующая часть 109 продолжается вверх к верхнему периметру или калибрующей поверхности бурового долота 11. Калибрующая часть 109 испытывает наиболее быстрое движение относительно земной породы. Однако отчасти благодаря большому практически вертикальному наклону лопасти 19 в калибрующей части 109 она обычно не испытывает такого большого износа, как часть 107 перегиба и (или) носовая часть 105. При этом, однако, износ калибрующей части 109 обычно больше, чем у конусной части 103.
Как также показано на фиг.5, режущие элементы 31 фиксированных лопастей обычно выступают наружу от профиля 101 долота, образуя профиль 131 фиксированных резцов. Профиль 131 фиксированных резцов часто, хотя и не обязательно, совпадает с профилем 101 долота. Например, профиль 131 фиксированных резцов может иметь такую же кривизну, что и профиль 101 долота, но быть смещенным от него. В некоторых вариантах осуществления профиль 131 фиксированных резцов даже может определять и профиль 101 долота. В любом случае, в предпочтительном варианте, профиль 131 фиксированных резцов проходит через конусную часть 103, носовую часть 105, часть 107 перегиба и калибрующую часть 109. Однако в альтернативных вариантах осуществления профиль 131 фиксированных резцов может проходить только в пределах одной или более частей.
Кроме того, режущие элементы 25 шарошек обычно выступают наружу от профиля 101 долота, образуя профиль 121 шарошек. Профиль 121 шарошек также может быть аналогичен профилю 101 долота и (или) смещен относительно профиля 101 долота и (или) профиля 131 фиксированных резцов на любой из частей. Например, профиль 121 шарошек может проходить по конусной части 103, носовой части 105, части 107 перегиба и калибрующей части 109. Однако, в альтернативных вариантах осуществления, профиль 121 шарошек может выступать только в пределах одной или более частей.
В одном предпочтительном варианте осуществления, как показано на фиг.5, профиль 121 шарошек выступает за пределы профиля фиксированных резцов 131 в части 107 перегиба и калибрующей части 109, в то время как профиль 131 фиксированных резцов выступает за пределы профиля 121 шарошек в носовой части 105 и конусной части 103. Другими словами, профиль 121 шарошек обладает избыточным выступом, а профиль 131 фиксированных резцов заглублен в части 107 перегиба и калибрующей части 109, в то время как профиль 131 фиксированных резцов обладает избыточным выступом, а профиль 121 шарошек заглублен в носовой части 105 и конусной части 103.
Как показано на фиг.6, в альтернативном варианте осуществления, профиль 131 фиксированных резцов выступает за пределы профиля 121 шарошек в части 107 перегиба и калибрующей части 109, в то время как профиль 121 шарошек выступает за пределы профиля 131 фиксированных резцов в носовой части 105 и конусной части 103. Другими словами, профиль 131 фиксированных резцов обладает избыточным выступом, а профиль 121 шарошек заглублен в части 107 перегиба и калибрующей части 109, в то время как профиль 121 шарошек обладает избыточным выступом, а профиль 131 фиксированных резцов заглублен в носовой части 105 и конусной части 103. Как также показано на фиг.6, профили 121, 131 могут отличаться от профилей, показанных на фиг.5.
На фиг.7 также показано, что профиль 131 фиксированных резцов может выступать за пределы профиля 121 шарошек в конусной части 103 и носовой части 105, в то время как профиль 121 шарошек выступает за пределы профиля 131 фиксированных резцов в части 107 перегиба, при этом профиль 131 фиксированных резцов в целом соответствует профилю 121 шарошек в калибрующей части 109. Другими словами, профиль 131 фиксированных резцов может иметь избыточный выступ, а профиль 121 шарошек может быть заглублен в конусной части 103 и носовой части 105, в то время как профиль 121 шарошек имеет избыточный выступ, а профиль 131 фиксированных резцов заглублен в части 107 перегиба, при том что профиль 131 фиксированных резцов в целом совпадает с профилем 121 шарошек в калибрующей части 109. Таким образом, профили 121, 131 могут в целом совпадать в любой из частей.
Каждый профиль 121, 131 не обязательно должен проходить по каждой части. Например, как показано на фиг.8, профиль 131 фиксированных резцов может проходить только через конусную часть 103, носовую часть 105 и в части 107 перегиба. В частности, профиль 131 фиксированных резцов может выступать за пределы профиля 121 шарошек в носовой части 105, в то время как профиль 121 шарошек выступает за пределы профиля 131 фиксированных резцов в конусной части 103 и части 107 перегиба, при этом только один из профилей 121, 131 (в данном случае профиль 121 шарошек) проходит по калибрующей части 109. Другими словами, профиль 131 фиксированных резцов может иметь избыточный выступ, а профиль 121 шарошек может быть заглублен в носовой части 105, в то время как профиль 121 шарошек имеет избыточный выступ, а профиль 131 фиксированных резцов заглублен в конусной части 103 и части 107 перегиба, при этом только один из профилей 121, 131 (в данном случае профиль 121 шарошек) проходит по калибрующей части 109.
В некоторых применениях эти соотношения могут поменяться местами. Например, профиль шарошек может проходить только по конусной части 103, носовой части 105 и по части 107 перегиба. В частности, профиль шарошек может выступать за пределы профиля фиксированных резцов в носовой части 105, в то время как профиль фиксированных резцов выступает за пределы профиля шарошек в конусной части 103 и части 107 перегиба, при этом только один из профилей проходит в калибрующей части. Другими словами, профиль шарошек может иметь избыточный выступ, а профиль фиксированных резцов может быть заглублен в носовой части 105, в то время как профиль фиксированных резцов имеет избыточный выступ, а профиль шарошек заглублен в конусной части 103 и части 107 перегиба, при этом только один из профилей проходит через калибрующую часть 109. В то время как в этом примере соотношение между профилями 121, 131 полностью отличается от соотношения, показанного на фиг.8, в некоторых применениях может быть изменена ограниченная часть показанных соотношений.
В другом варианте осуществления профиль 121 шарошек может проходить только по части 107 перегиба и носовой части 105. В частности, как также показано на фиг.9, профиль 121 шарошек может выступать за пределы профиля 131 фиксированных резцов в части 107 перегиба, в то время как профиль 131 фиксированных резцов выступает за пределы профиля 121 шарошек в носовой части 105, при этом только один из профилей 121, 131 (в данном случае профиль 131 фиксированных резцов) проходит через конусную часть 103 и калибрующую часть 109). Другими словами, профиль 121 шарошек может иметь избыточный выступ, а профиль 131 фиксированных резцов может быть заглублен в части 107 перегиба, в то время как профиль 131 фиксированных резцов имеет избыточный выступ, а профиль 121 шарошек заглублен в носовой части 105, при этом только один из профилей 121, 131 (в данном случае профиль 131 фиксированных резцов) проходит через конусную часть 103 и калибрующую часть 109.
Следует понимать, что термины "избыточный выступ" и "заглубление", используемые в настоящем описании, подразумевают выступ в направлении земной породы относительно профилей 101, 121, 131 и (или) корпуса 13 долота либо иного компонента долота 11. Например, когда профиль 121 шарошек описывается как имеющий избыточный выступ, профиль 121 шарошек может иметь избыточный выступ относительно профиля 131 фиксированных резцов, которые при этом могут быть описаны как заглубленные. Эти различия в величине выступа могут иметь много форм. Например, в некоторых вариантах осуществления лопасти 19 могут выступать за пределы шарошек 21 или наоборот. В дополнение к этому или в качестве альтернативы, шарошки 25 могут быть крупнее, а значит и вступать за пределы фиксированных резцов 31 или наоборот. В этом последнем примере лопасти 19 могут, хотя это и не обязательно, располагаться в целом вровень с шарошками 21. Естественно, в определенных применениях могут использоваться и те, и другие, и (или) иные способы.
Выступ может зависеть от размера долота 11, размера резцов 25, 31 и (или) области применения. Например, один профиль может иметь избыточный выступ относительно другого профиля вплоть до 0,5 дюйма. В одном варианте осуществления у долота, имеющего диаметр примерно 8¾ дюйма и 16 мм резцы, один профиль может иметь избыточный выступ относительно другого профиля величиной до 0,3 дюйма, с предпочтительной величиной этого избыточного выступа примерно 0,15 дюйма. В другом варианте осуществления, у долота с диаметром примерно 12½ дюйма, или даже 16 дюймов, и 19 мм резцами, один профиль может иметь избыточный выступ относительно другого профиля величиной до 0,35 дюйма, с предпочтительной величиной этого выступа примерно 0,19 дюйма. Конечно, в определенных применениях, какой-либо профиль может иметь избыточный выступ относительно другого профиля, превышающий 0,5 дюйма.
Описанные выше общие представления могут быть использованы для долот различных размеров. Например, в одном варианте осуществления, долото 11 имеет диаметр примерно 6 дюймов. Как показано выше, долото 11 может иметь диаметр примерно 8 ¾ дюйма, 12½ дюйма, или даже 16 дюймов. Поэтому следует понимать, что долото 11 может быть практически любого размера, например, диаметром от 6 до 16 дюймов. Конечно, в некоторых применениях, диаметр долота 11 может быть меньше 6 дюймов, или более 16 дюймов.
Могут быть предложены и другие варианты осуществления, использующие одну или более особенностей описанных выше изобретений, без отступления от существа изобретения Заявителя. Например, соотношения между профилями можно поменять местами, изменить, обратить и (или) инвертировать, по сравнению с показанными и описанными выше. Кроме того, для получения различных вариантов раскрытых способов и вариантов осуществления, могут использоваться различные способы и варианты осуществления изобретения в комбинации друг с другом. Рассмотрение отдельных элементов может относиться и к множеству элементов и наоборот.
Порядок выполнения любых шагов может иметь различную последовательность, если иное не оговорено специально. Различные описанные здесь шаги могут быть объединены с другими шагами, вставлены между имеющимися шагами и (или) разбиты на несколько шагов. Также, элементы были описаны функционально, и могут быть реализованы как отдельные компоненты, либо могут быть объединены в компоненты, имеющие несколько функций.
Изобретения были описаны применительно к предпочтительным и другим вариантам осуществления, но не каждый вариант осуществления изобретения был описан. Специалистам доступны очевидные модификации и изменения описанных вариантов осуществления. Раскрытые и нераскрытые варианты осуществления не подразумевают ограничения области притязаний или применения изобретения, предложенных Заявителем, напротив, в соответствии с патентным законодательством, Заявитель намерен обеспечить полную защиту всех таких модификаций и усовершенствований, попадающих в область притязаний или множество эквивалентов приведенной ниже формулы изобретения.

Claims (15)

1. Буровое долото, включающее:
корпус долота, имеющий носовую часть, часть перегиба и калибрующую часть;
несколько фиксированных режущих элементов, прикрепленных к корпусу и определяющих профиль фиксированных резцов; и
шарошку, прикрепленную к корпусу с возможностью вращения, имеющую несколько режущих элементов шарошки, определяющих режущий профиль шарошки, при этом профиль фиксированных резцов выступает за пределы профиля шарошки в по меньшей мере одной из частей и профиль шарошки выступает за пределы профиля фиксированных резцов в по меньшей мере одной из частей.
2. Долото по п.1, в котором профиль шарошки выступает за пределы профиля фиксированных резцов в части перегиба.
3. Долото по п.1, в котором профиль шарошки выступает за пределы профиля фиксированных резцов в калибрующей части.
4. Долото по п.1, в котором профиль фиксированных резцов выступает за пределы профиля шарошки в части перегиба.
5. Долото по п.1, в котором профиль фиксированных резцов выступает за пределы профиля шарошки в калибрующей части.
6. Долото по п.1, в котором профиль шарошки выступает за пределы профиля фиксированных резцов в носовой части.
7. Долото по п.1, в котором профиль фиксированных резцов выступает за пределы профиля шарошки в носовой части.
8. Долото по п.1, в котором профиль шарошки выступает за пределы профиля фиксированных резцов в конусной части.
9. Долото по п.1, в котором профиль фиксированных резцов выступает за пределы профиля шарошки в конусной части.
10. Долото для бурения подземных пород, включающее:
корпус долота, имеющий конусную часть, носовую часть, часть перегиба и калибрующую часть;
несколько фиксированных режущих элементов, прикрепленных к корпусу и определяющих профиль фиксированных резцов; и
шарошку, прикрепленную к корпусу с возможностью вращения, имеющую несколько режущих элементов шарошки, определяющих режущий профиль шарошки, при этом профиль фиксированных резцов выступает за пределы профиля шарошки в по меньшей мере носовой части, а профиль шарошки выступает за пределы профиля фиксированных резцов в по меньшей мере части перегиба.
11. Долото по п.10, в котором профиль шарошки выступает за пределы профиля фиксированных резцов в части перегиба и калибрующей части.
12. Долото по п.10, в котором профиль фиксированных резцов выступает за пределы профиля шарошки в носовой части и конусной части.
13. Долото для бурения подземных пород, включающее:
корпус долота, имеющий конусную часть, носовую часть, часть перегиба и калибрующую часть;
несколько фиксированных режущих элементов, прикрепленных к корпусу и определяющих профиль фиксированных резцов; и
шарошку, прикрепленную к корпусу с возможностью вращения, имеющую несколько режущих элементов шарошки, определяющих режущий профиль шарошки, при этом профиль фиксированных резцов выступает за пределы профиля шарошки в по меньшей мере части перегиба, а профиль шарошки выступает за пределы профиля фиксированных резцов в по меньшей мере носовой части.
14. Долото по п.13, в котором профиль фиксированных резцов выступает за пределы профиля шарошки в части перегиба и калибрующей части.
15. Долото по п.13, в котором профиль шарошки выступает за пределы профиля фиксированных резцов в носовой части и конусной части.
RU2012101486/03A 2009-06-18 2010-06-18 Гибридное долото с изменяемым выступом резцов RU2521132C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/487,561 2009-06-18
US12/487,561 US8157026B2 (en) 2009-06-18 2009-06-18 Hybrid bit with variable exposure
PCT/US2010/039100 WO2010148264A2 (en) 2009-06-18 2010-06-18 Hybrid bit with variable exposure

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2012101486A RU2012101486A (ru) 2013-07-27
RU2521132C2 true RU2521132C2 (ru) 2014-06-27

Family

ID=43353319

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012101486/03A RU2521132C2 (ru) 2009-06-18 2010-06-18 Гибридное долото с изменяемым выступом резцов

Country Status (5)

Country Link
US (2) US8157026B2 (ru)
EP (1) EP2443305A4 (ru)
BR (1) BRPI1011782A2 (ru)
RU (1) RU2521132C2 (ru)
WO (1) WO2010148264A2 (ru)

Families Citing this family (25)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8678111B2 (en) 2007-11-16 2014-03-25 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit and design method
US20090272582A1 (en) * 2008-05-02 2009-11-05 Baker Hughes Incorporated Modular hybrid drill bit
US8141664B2 (en) * 2009-03-03 2012-03-27 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit with high bearing pin angles
US8459378B2 (en) * 2009-05-13 2013-06-11 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit
US8157026B2 (en) 2009-06-18 2012-04-17 Baker Hughes Incorporated Hybrid bit with variable exposure
EP2478177A2 (en) 2009-09-16 2012-07-25 Baker Hughes Incorporated External, divorced pdc bearing assemblies for hybrid drill bits
US8448724B2 (en) * 2009-10-06 2013-05-28 Baker Hughes Incorporated Hole opener with hybrid reaming section
US8347989B2 (en) 2009-10-06 2013-01-08 Baker Hughes Incorporated Hole opener with hybrid reaming section and method of making
SA111320565B1 (ar) 2010-06-29 2014-09-10 Baker Hughes Inc لقمة تروس حفر ذات خواص مضادة للتعقب
US8978786B2 (en) 2010-11-04 2015-03-17 Baker Hughes Incorporated System and method for adjusting roller cone profile on hybrid bit
PL2673451T3 (pl) 2011-02-11 2015-11-30 Baker Hughes Inc System i sposób utrzymywania łap w hybrydowych świdrach
US9782857B2 (en) 2011-02-11 2017-10-10 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit having increased service life
EP2742203A4 (en) 2011-07-13 2015-04-08 Varel Int Ind Lp PDC DISC MILLING AND TURNING TOOL WITH PDC DISC MILLER
EP2780532B1 (en) 2011-11-15 2020-01-08 Baker Hughes, a GE company, LLC Hybrid drill bits having increased drilling efficiency
US9464490B2 (en) 2012-05-03 2016-10-11 Smith International, Inc. Gage cutter protection for drilling bits
US8881848B2 (en) 2012-05-07 2014-11-11 Ulterra Drilling Technologies, L.P. Fixed cutter drill bit with rotating cutter disc
WO2015179792A2 (en) 2014-05-23 2015-11-26 Baker Hughes Incorporated Hybrid bit with mechanically attached rolling cutter assembly
US11428050B2 (en) 2014-10-20 2022-08-30 Baker Hughes Holdings Llc Reverse circulation hybrid bit
CN107709693A (zh) 2015-07-17 2018-02-16 哈里伯顿能源服务公司 中心具有反向旋转切削器的混合钻头
WO2017146716A1 (en) 2016-02-26 2017-08-31 Halliburton Energy Services, Inc. Hybrid drill bit with axially adjustable counter-rotation cutters in center
US10196859B2 (en) 2016-03-04 2019-02-05 Baker Hughes Incorporated Drill bits, rotatable cutting structures, cutting structures having adjustable rotational resistance, and related methods
US10995557B2 (en) 2017-11-08 2021-05-04 Halliburton Energy Services, Inc. Method of manufacturing and designing a hybrid drill bit
CN110043193A (zh) * 2019-05-28 2019-07-23 西南石油大学 分体式单牙轮pdc复合钻头
WO2021050432A1 (en) * 2019-09-09 2021-03-18 Ulterra Drilling Technologies, L.P. Drill bit
US11248419B2 (en) 2020-02-14 2022-02-15 Halliburton Energy Services, Inc. Hybrid drill bit

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU330240A1 (ru) * Шарошечно-лопастное долото
SU876947A1 (ru) * 1978-06-01 1981-10-30 Кузбасский Политехнический Институт Комбинированное шарошечно-лопастное долото
US4343371A (en) * 1980-04-28 1982-08-10 Smith International, Inc. Hybrid rock bit
US4444281A (en) * 1983-03-30 1984-04-24 Reed Rock Bit Company Combination drag and roller cutter drill bit

Family Cites Families (235)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
USRE23416E (en) * 1951-10-16 Drill
US3126066A (en) 1964-03-24 Rotary drill bit with wiper blade
US3126067A (en) * 1964-03-24 Roller bit with inserts
US930759A (en) * 1908-11-20 1909-08-10 Howard R Hughes Drill.
US1388424A (en) * 1919-06-27 1921-08-23 Edward A George Rotary bit
US1394769A (en) * 1920-05-18 1921-10-25 C E Reed Drill-head for oil-wells
US1519641A (en) * 1920-10-12 1924-12-16 Walter N Thompson Rotary underreamer
US1821474A (en) * 1927-12-05 1931-09-01 Sullivan Machinery Co Boring tool
US1896243A (en) * 1928-04-12 1933-02-07 Hughes Tool Co Cutter support for well drills
US1816568A (en) * 1929-06-05 1931-07-28 Reed Roller Bit Co Drill bit
US1874066A (en) * 1930-04-28 1932-08-30 Floyd L Scott Combination rolling and scraping cutter drill
US1932487A (en) * 1930-07-11 1933-10-31 Hughes Tool Co Combination scraping and rolling cutter drill
US1879127A (en) * 1930-07-21 1932-09-27 Hughes Tool Co Combination rolling and scraping cutter bit
US2030722A (en) * 1933-12-01 1936-02-11 Hughes Tool Co Cutter assembly
US2117481A (en) * 1935-02-19 1938-05-17 Globe Oil Tools Co Rock core drill head
US2119618A (en) * 1937-08-28 1938-06-07 John A Zublin Oversize hole drilling mechanism
US2198849A (en) * 1938-06-09 1940-04-30 Reuben L Waxler Drill
US2216894A (en) * 1939-10-12 1940-10-08 Reed Roller Bit Co Rock bit
US2244537A (en) * 1939-12-22 1941-06-03 Archer W Kammerer Well drilling bit
US2320136A (en) * 1940-09-30 1943-05-25 Archer W Kammerer Well drilling bit
US2297157A (en) * 1940-11-16 1942-09-29 Mcclinton John Drill
US2320137A (en) * 1941-08-12 1943-05-25 Archer W Kammerer Rotary drill bit
US2380112A (en) * 1942-01-02 1945-07-10 Kinnear Clarence Wellington Drill
US2719026A (en) * 1952-04-28 1955-09-27 Reed Roller Bit Co Earth boring drill
US2815932A (en) * 1956-02-29 1957-12-10 Norman E Wolfram Retractable rock drill bit apparatus
US2994389A (en) 1957-06-07 1961-08-01 Le Bus Royalty Company Combined drilling and reaming apparatus
US3066749A (en) 1959-08-10 1962-12-04 Jersey Prod Res Co Combination drill bit
US3010708A (en) * 1960-04-11 1961-11-28 Goodman Mfg Co Rotary mining head and core breaker therefor
US3050293A (en) * 1960-05-12 1962-08-21 Goodman Mfg Co Rotary mining head and core breaker therefor
US3055443A (en) * 1960-05-31 1962-09-25 Jersey Prod Res Co Drill bit
US3239431A (en) 1963-02-21 1966-03-08 Knapp Seth Raymond Rotary well bits
US3174564A (en) * 1963-06-10 1965-03-23 Hughes Tool Co Combination core bit
US3250337A (en) 1963-10-29 1966-05-10 Max J Demo Rotary shock wave drill bit
US3269469A (en) * 1964-01-10 1966-08-30 Hughes Tool Co Solid head rotary-percussion bit with rolling cutters
US3387673A (en) 1966-03-15 1968-06-11 Ingersoll Rand Co Rotary percussion gang drill
US3424258A (en) * 1966-11-16 1969-01-28 Japan Petroleum Dev Corp Rotary bit for use in rotary drilling
DE1301784B (de) 1968-01-27 1969-08-28 Deutsche Erdoel Ag Kombinationsbohrmeissel fuer plastisches Gebirge
US3583501A (en) 1969-03-06 1971-06-08 Mission Mfg Co Rock bit with powered gauge cutter
USRE28625E (en) 1970-08-03 1975-11-25 Rock drill with increased bearing life
US4006788A (en) * 1975-06-11 1977-02-08 Smith International, Inc. Diamond cutter rock bit with penetration limiting
JPS5382601A (en) * 1976-12-28 1978-07-21 Tokiwa Kogyo Kk Rotary grinding type excavation drill head
US4140189A (en) * 1977-06-06 1979-02-20 Smith International, Inc. Rock bit with diamond reamer to maintain gage
US4270812A (en) * 1977-07-08 1981-06-02 Thomas Robert D Drill bit bearing
US4285409A (en) * 1979-06-28 1981-08-25 Smith International, Inc. Two cone bit with extended diamond cutters
US4527637A (en) * 1981-05-11 1985-07-09 Bodine Albert G Cycloidal drill bit
US4293048A (en) * 1980-01-25 1981-10-06 Smith International, Inc. Jet dual bit
US4369849A (en) * 1980-06-05 1983-01-25 Reed Rock Bit Company Large diameter oil well drilling bit
US4359112A (en) * 1980-06-19 1982-11-16 Smith International, Inc. Hybrid diamond insert platform locator and retention method
US4320808A (en) * 1980-06-24 1982-03-23 Garrett Wylie P Rotary drill bit
US4386669A (en) 1980-12-08 1983-06-07 Evans Robert F Drill bit with yielding support and force applying structure for abrasion cutting elements
US4428687A (en) * 1981-05-11 1984-01-31 Hughes Tool Company Floating seal for earth boring bit
US4410284A (en) * 1982-04-22 1983-10-18 Smith International, Inc. Composite floating element thrust bearing
US5028177A (en) 1984-03-26 1991-07-02 Eastman Christensen Company Multi-component cutting element using triangular, rectangular and higher order polyhedral-shaped polycrystalline diamond disks
AU3946885A (en) 1984-03-26 1985-10-03 Norton Christensen Inc. Cutting element using polycrystalline diamond disks
US4726718A (en) 1984-03-26 1988-02-23 Eastman Christensen Co. Multi-component cutting element using triangular, rectangular and higher order polyhedral-shaped polycrystalline diamond disks
US4572306A (en) * 1984-12-07 1986-02-25 Dorosz Dennis D E Journal bushing drill bit construction
US4738322A (en) * 1984-12-21 1988-04-19 Smith International Inc. Polycrystalline diamond bearing system for a roller cone rock bit
US4657091A (en) 1985-05-06 1987-04-14 Robert Higdon Drill bits with cone retention means
SU1331988A1 (ru) 1985-07-12 1987-08-23 И.И. Барабашкин, И. В. Воевидко и В. М. Ивасив Калибратор
US4664705A (en) 1985-07-30 1987-05-12 Sii Megadiamond, Inc. Infiltrated thermally stable polycrystalline diamond
GB8528894D0 (en) 1985-11-23 1986-01-02 Nl Petroleum Prod Rotary drill bits
US4690228A (en) * 1986-03-14 1987-09-01 Eastman Christensen Company Changeover bit for extended life, varied formations and steady wear
US4706765A (en) 1986-08-11 1987-11-17 Four E Inc. Drill bit assembly
US5030276A (en) 1986-10-20 1991-07-09 Norton Company Low pressure bonding of PCD bodies and method
US4943488A (en) * 1986-10-20 1990-07-24 Norton Company Low pressure bonding of PCD bodies and method for drill bits and the like
US5116568A (en) 1986-10-20 1992-05-26 Norton Company Method for low pressure bonding of PCD bodies
US4727942A (en) * 1986-11-05 1988-03-01 Hughes Tool Company Compensator for earth boring bits
US4765205A (en) * 1987-06-01 1988-08-23 Bob Higdon Method of assembling drill bits and product assembled thereby
CA1270479A (en) 1987-12-14 1990-06-19 Jerome Labrosse Tubing bit opener
USRE37450E1 (en) 1988-06-27 2001-11-20 The Charles Machine Works, Inc. Directional multi-blade boring head
US5027912A (en) 1988-07-06 1991-07-02 Baker Hughes Incorporated Drill bit having improved cutter configuration
US4874047A (en) * 1988-07-21 1989-10-17 Cummins Engine Company, Inc. Method and apparatus for retaining roller cone of drill bit
US4875532A (en) * 1988-09-19 1989-10-24 Dresser Industries, Inc. Roller drill bit having radial-thrust pilot bushing incorporating anti-galling material
US4892159A (en) * 1988-11-29 1990-01-09 Exxon Production Research Company Kerf-cutting apparatus and method for improved drilling rates
NO169735C (no) * 1989-01-26 1992-07-29 Geir Tandberg Kombinasjonsborekrone
GB8907618D0 (en) 1989-04-05 1989-05-17 Morrison Pumps Sa Drilling
US4932484A (en) * 1989-04-10 1990-06-12 Amoco Corporation Whirl resistant bit
US4953641A (en) 1989-04-27 1990-09-04 Hughes Tool Company Two cone bit with non-opposite cones
US4936398A (en) * 1989-07-07 1990-06-26 Cledisc International B.V. Rotary drilling device
US4976324A (en) * 1989-09-22 1990-12-11 Baker Hughes Incorporated Drill bit having diamond film cutting surface
US5049164A (en) * 1990-01-05 1991-09-17 Norton Company Multilayer coated abrasive element for bonding to a backing
US4991671A (en) * 1990-03-13 1991-02-12 Camco International Inc. Means for mounting a roller cutter on a drill bit
US4984643A (en) * 1990-03-21 1991-01-15 Hughes Tool Company Anti-balling earth boring bit
US5224560A (en) * 1990-10-30 1993-07-06 Modular Engineering Modular drill bit
US5145017A (en) * 1991-01-07 1992-09-08 Exxon Production Research Company Kerf-cutting apparatus for increased drilling rates
US5941322A (en) 1991-10-21 1999-08-24 The Charles Machine Works, Inc. Directional boring head with blade assembly
US5238074A (en) 1992-01-06 1993-08-24 Baker Hughes Incorporated Mosaic diamond drag bit cutter having a nonuniform wear pattern
US5287936A (en) 1992-01-31 1994-02-22 Baker Hughes Incorporated Rolling cone bit with shear cutting gage
US5346026A (en) 1992-01-31 1994-09-13 Baker Hughes Incorporated Rolling cone bit with shear cutting gage
US5467836A (en) * 1992-01-31 1995-11-21 Baker Hughes Incorporated Fixed cutter bit with shear cutting gage
NO176528C (no) 1992-02-17 1995-04-19 Kverneland Klepp As Anordning ved borekroner
EP0569663A1 (en) 1992-05-15 1993-11-18 Baker Hughes Incorporated Improved anti-whirl drill bit
US5350289A (en) * 1992-07-27 1994-09-27 Master Unit Die Products, Inc. Quick change system for mold bases
US5558170A (en) 1992-12-23 1996-09-24 Baroid Technology, Inc. Method and apparatus for improving drill bit stability
US5289889A (en) 1993-01-21 1994-03-01 Marvin Gearhart Roller cone core bit with spiral stabilizers
US5560440A (en) 1993-02-12 1996-10-01 Baker Hughes Incorporated Bit for subterranean drilling fabricated from separately-formed major components
US5361859A (en) 1993-02-12 1994-11-08 Baker Hughes Incorporated Expandable gage bit for drilling and method of drilling
US5355559A (en) * 1993-04-26 1994-10-18 Amerock Corporation Hinge for inset doors
US5351770A (en) * 1993-06-15 1994-10-04 Smith International, Inc. Ultra hard insert cutters for heel row rotary cone rock bit applications
US5429200A (en) 1994-03-31 1995-07-04 Dresser Industries, Inc. Rotary drill bit with improved cutter
US5452771A (en) * 1994-03-31 1995-09-26 Dresser Industries, Inc. Rotary drill bit with improved cutter and seal protection
US5472057A (en) 1994-04-11 1995-12-05 Atlantic Richfield Company Drilling with casing and retrievable bit-motor assembly
US5439068B1 (en) * 1994-08-08 1997-01-14 Dresser Ind Modular rotary drill bit
US5606895A (en) 1994-08-08 1997-03-04 Dresser Industries, Inc. Method for manufacture and rebuild a rotary drill bit
US5513715A (en) * 1994-08-31 1996-05-07 Dresser Industries, Inc. Flat seal for a roller cone rock bit
US5755297A (en) 1994-12-07 1998-05-26 Dresser Industries, Inc. Rotary cone drill bit with integral stabilizers
US5553681A (en) 1994-12-07 1996-09-10 Dresser Industries, Inc. Rotary cone drill bit with angled ramps
US5547033A (en) * 1994-12-07 1996-08-20 Dresser Industries, Inc. Rotary cone drill bit and method for enhanced lifting of fluids and cuttings
US5593231A (en) 1995-01-17 1997-01-14 Dresser Industries, Inc. Hydrodynamic bearing
US5996713A (en) 1995-01-26 1999-12-07 Baker Hughes Incorporated Rolling cutter bit with improved rotational stabilization
US5570750A (en) 1995-04-20 1996-11-05 Dresser Industries, Inc. Rotary drill bit with improved shirttail and seal protection
US5641029A (en) 1995-06-06 1997-06-24 Dresser Industries, Inc. Rotary cone drill bit modular arm
US5695019A (en) * 1995-08-23 1997-12-09 Dresser Industries, Inc. Rotary cone drill bit with truncated rolling cone cutters and dome area cutter inserts
USD384084S (en) 1995-09-12 1997-09-23 Dresser Industries, Inc. Rotary cone drill bit
US5695018A (en) 1995-09-13 1997-12-09 Baker Hughes Incorporated Earth-boring bit with negative offset and inverted gage cutting elements
US5904213A (en) 1995-10-10 1999-05-18 Camco International (Uk) Limited Rotary drill bits
US5862871A (en) 1996-02-20 1999-01-26 Ccore Technology & Licensing Limited, A Texas Limited Partnership Axial-vortex jet drilling system and method
WO1997034071A1 (en) 1996-03-01 1997-09-18 Allen Kent Rives Cantilevered hole opener
US5642942A (en) 1996-03-26 1997-07-01 Smith International, Inc. Thrust plugs for rotary cone air bits
US6390210B1 (en) 1996-04-10 2002-05-21 Smith International, Inc. Rolling cone bit with gage and off-gage cutter elements positioned to separate sidewall and bottom hole cutting duty
US6241034B1 (en) * 1996-06-21 2001-06-05 Smith International, Inc. Cutter element with expanded crest geometry
US6116357A (en) 1996-09-09 2000-09-12 Smith International, Inc. Rock drill bit with back-reaming protection
US5904212A (en) 1996-11-12 1999-05-18 Dresser Industries, Inc. Gauge face inlay for bit hardfacing
BE1010802A3 (fr) 1996-12-16 1999-02-02 Dresser Ind Tete de forage.
BE1010801A3 (fr) 1996-12-16 1999-02-02 Dresser Ind Outil de forage et/ou de carottage.
GB9708428D0 (en) 1997-04-26 1997-06-18 Camco Int Uk Ltd Improvements in or relating to rotary drill bits
US5944125A (en) 1997-06-19 1999-08-31 Varel International, Inc. Rock bit with improved thrust face
US6095265A (en) 1997-08-15 2000-08-01 Smith International, Inc. Impregnated drill bits with adaptive matrix
US6561293B2 (en) * 1997-09-04 2003-05-13 Smith International, Inc. Cutter element with non-linear, expanded crest
US6173797B1 (en) 1997-09-08 2001-01-16 Baker Hughes Incorporated Rotary drill bits for directional drilling employing movable cutters and tandem gage pad arrangement with active cutting elements and having up-drill capability
EP1051561B1 (en) 1998-01-26 2003-08-06 Halliburton Energy Services, Inc. Rotary cone drill bit with enhanced thrust bearing flange
WO1999037879A1 (en) 1998-01-26 1999-07-29 Dresser Industries, Inc. Rotary cone drill bit with enhanced journal bushing
US6109375A (en) 1998-02-23 2000-08-29 Dresser Industries, Inc. Method and apparatus for fabricating rotary cone drill bits
US6568490B1 (en) 1998-02-23 2003-05-27 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for fabricating rotary cone drill bits
EP1066447B1 (en) 1998-03-26 2004-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Rotary cone drill bit with improved bearing system
JP2000080878A (ja) 1998-06-30 2000-03-21 Kyoei Kogyo Kk 硬軟地層兼用型掘削用ヘッド
US6206116B1 (en) 1998-07-13 2001-03-27 Dresser Industries, Inc. Rotary cone drill bit with machined cutting structure
US20040045742A1 (en) 2001-04-10 2004-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. Force-balanced roller-cone bits, systems, drilling methods, and design methods
US6241036B1 (en) 1998-09-16 2001-06-05 Baker Hughes Incorporated Reinforced abrasive-impregnated cutting elements, drill bits including same
US6345673B1 (en) 1998-11-20 2002-02-12 Smith International, Inc. High offset bits with super-abrasive cutters
US6401844B1 (en) 1998-12-03 2002-06-11 Baker Hughes Incorporated Cutter with complex superabrasive geometry and drill bits so equipped
SE516079C2 (sv) * 1998-12-18 2001-11-12 Sandvik Ab Rullborrkrona
US6279671B1 (en) 1999-03-01 2001-08-28 Amiya K. Panigrahi Roller cone bit with improved seal gland design
BE1012545A3 (fr) 1999-03-09 2000-12-05 Security Dbs Elargisseur de trou de forage.
WO2000070184A1 (en) 1999-05-14 2000-11-23 Allen Kent Rives Hole opener with multisized, replaceable arms and cutters
CA2314114C (en) 1999-07-19 2007-04-10 Smith International, Inc. Improved rock drill bit with neck protection
US6684967B2 (en) 1999-08-05 2004-02-03 Smith International, Inc. Side cutting gage pad improving stabilization and borehole integrity
US6460631B2 (en) 1999-08-26 2002-10-08 Baker Hughes Incorporated Drill bits with reduced exposure of cutters
US6533051B1 (en) 1999-09-07 2003-03-18 Smith International, Inc. Roller cone drill bit shale diverter
US6386302B1 (en) 1999-09-09 2002-05-14 Smith International, Inc. Polycrystaline diamond compact insert reaming tool
SE524046C2 (sv) 1999-09-24 2004-06-22 Varel Internat Inc Rullborrkrona
US6460635B1 (en) * 1999-10-25 2002-10-08 Kalsi Engineering, Inc. Load responsive hydrodynamic bearing
US6843333B2 (en) 1999-11-29 2005-01-18 Baker Hughes Incorporated Impregnated rotary drag bit
US6510906B1 (en) 1999-11-29 2003-01-28 Baker Hughes Incorporated Impregnated bit with PDC cutters in cone area
JP3513698B2 (ja) 1999-12-03 2004-03-31 飛島建設株式会社 掘削ヘッド
GB2361238B (en) 2000-02-04 2002-03-06 Aeomica Inc Human genome-derived single exon nucleic acid probes useful for analysis of gene expression in human heart
US8082134B2 (en) 2000-03-13 2011-12-20 Smith International, Inc. Techniques for modeling/simulating, designing optimizing, and displaying hybrid drill bits
US6439326B1 (en) * 2000-04-10 2002-08-27 Smith International, Inc. Centered-leg roller cone drill bit
US6688410B1 (en) 2000-06-07 2004-02-10 Smith International, Inc. Hydro-lifter rock bit with PDC inserts
US6405811B1 (en) 2000-09-18 2002-06-18 Baker Hughes Corporation Solid lubricant for air cooled drill bit and method of drilling
US6386300B1 (en) 2000-09-19 2002-05-14 Curlett Family Limited Partnership Formation cutting method and system
US6592985B2 (en) 2000-09-20 2003-07-15 Camco International (Uk) Limited Polycrystalline diamond partially depleted of catalyzing material
DE60140617D1 (de) 2000-09-20 2010-01-07 Camco Int Uk Ltd Polykristalliner diamant mit einer an katalysatormaterial abgereicherten oberfläche
US6408958B1 (en) 2000-10-23 2002-06-25 Baker Hughes Incorporated Superabrasive cutting assemblies including cutters of varying orientations and drill bits so equipped
CA2371740C (en) 2001-02-13 2006-04-18 Smith International, Inc. Back reaming tool
US7137460B2 (en) 2001-02-13 2006-11-21 Smith International, Inc. Back reaming tool
EP1404941B1 (en) 2001-07-06 2005-03-16 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Well drilling bit
BR0211345B1 (pt) 2001-07-23 2011-11-29 método para introduzir um fluido para o interior de um furo de sondagem formado em uma formação de terra subterránea, e, sistema para perfurar e para introduzir um fluido para o interior de um furo de sondagem em uma formação de terra subterránea.
US6745858B1 (en) 2001-08-24 2004-06-08 Rock Bit International Adjustable earth boring device
US6601661B2 (en) 2001-09-17 2003-08-05 Baker Hughes Incorporated Secondary cutting structure
US6742607B2 (en) 2002-05-28 2004-06-01 Smith International, Inc. Fixed blade fixed cutter hole opener
US6823951B2 (en) * 2002-07-03 2004-11-30 Smith International, Inc. Arcuate-shaped inserts for drill bits
US6902014B1 (en) 2002-08-01 2005-06-07 Rock Bit L.P. Roller cone bi-center bit
US6883623B2 (en) 2002-10-09 2005-04-26 Baker Hughes Incorporated Earth boring apparatus and method offering improved gage trimmer protection
US6913098B2 (en) * 2002-11-21 2005-07-05 Reedeycalog, L.P. Sub-reamer for bi-center type tools
US20040156676A1 (en) * 2003-02-12 2004-08-12 Brent Boudreaux Fastener for variable mounting
US20060032677A1 (en) 2003-02-12 2006-02-16 Smith International, Inc. Novel bits and cutting structures
US7234550B2 (en) 2003-02-12 2007-06-26 Smith International, Inc. Bits and cutting structures
US6904984B1 (en) 2003-06-20 2005-06-14 Rock Bit L.P. Stepped polycrystalline diamond compact insert
US7011170B2 (en) 2003-10-22 2006-03-14 Baker Hughes Incorporated Increased projection for compacts of a rolling cone drill bit
US7070011B2 (en) 2003-11-17 2006-07-04 Baker Hughes Incorporated Steel body rotary drill bits including support elements affixed to the bit body at least partially defining cutter pocket recesses
US7395882B2 (en) 2004-02-19 2008-07-08 Baker Hughes Incorporated Casing and liner drilling bits
CA2489187C (en) 2003-12-05 2012-08-28 Smith International, Inc. Thermally-stable polycrystalline diamond materials and compacts
US20050178587A1 (en) 2004-01-23 2005-08-18 Witman George B.Iv Cutting structure for single roller cone drill bit
US7647993B2 (en) 2004-05-06 2010-01-19 Smith International, Inc. Thermally stable diamond bonded materials and compacts
ITMI20051579A1 (it) 2004-08-16 2006-02-17 Halliburton Energy Serv Inc Punte da trivella a coni rotanti con strutture di cuscinetto ottimizzate
US7754333B2 (en) 2004-09-21 2010-07-13 Smith International, Inc. Thermally stable diamond polycrystalline diamond constructions
GB0423597D0 (en) 2004-10-23 2004-11-24 Reedhycalog Uk Ltd Dual-edge working surfaces for polycrystalline diamond cutting elements
US7350601B2 (en) 2005-01-25 2008-04-01 Smith International, Inc. Cutting elements formed from ultra hard materials having an enhanced construction
US7435478B2 (en) 2005-01-27 2008-10-14 Smith International, Inc. Cutting structures
US7533740B2 (en) 2005-02-08 2009-05-19 Smith International Inc. Thermally stable polycrystalline diamond cutting elements and bits incorporating the same
US7350568B2 (en) 2005-02-09 2008-04-01 Halliburton Energy Services, Inc. Logging a well
US20060196699A1 (en) 2005-03-04 2006-09-07 Roy Estes Modular kerfing drill bit
US7472764B2 (en) 2005-03-25 2009-01-06 Baker Hughes Incorporated Rotary drill bit shank, rotary drill bits so equipped, and methods of manufacture
US7487849B2 (en) 2005-05-16 2009-02-10 Radtke Robert P Thermally stable diamond brazing
US7493973B2 (en) 2005-05-26 2009-02-24 Smith International, Inc. Polycrystalline diamond materials having improved abrasion resistance, thermal stability and impact resistance
US7377341B2 (en) 2005-05-26 2008-05-27 Smith International, Inc. Thermally stable ultra-hard material compact construction
US20060278442A1 (en) 2005-06-13 2006-12-14 Kristensen Henry L Drill bit
US7320375B2 (en) 2005-07-19 2008-01-22 Smith International, Inc. Split cone bit
US7462003B2 (en) 2005-08-03 2008-12-09 Smith International, Inc. Polycrystalline diamond composite constructions comprising thermally stable diamond volume
US7416036B2 (en) 2005-08-12 2008-08-26 Baker Hughes Incorporated Latchable reaming bit
US9574405B2 (en) 2005-09-21 2017-02-21 Smith International, Inc. Hybrid disc bit with optimized PDC cutter placement
US7726421B2 (en) 2005-10-12 2010-06-01 Smith International, Inc. Diamond-bonded bodies and compacts with improved thermal stability and mechanical strength
US7152702B1 (en) 2005-11-04 2006-12-26 Smith International, Inc. Modular system for a back reamer and method
US7802495B2 (en) * 2005-11-10 2010-09-28 Baker Hughes Incorporated Methods of forming earth-boring rotary drill bits
US7484576B2 (en) 2006-03-23 2009-02-03 Hall David R Jack element in communication with an electric motor and or generator
US7270196B2 (en) 2005-11-21 2007-09-18 Hall David R Drill bit assembly
US7398837B2 (en) 2005-11-21 2008-07-15 Hall David R Drill bit assembly with a logging device
US7392862B2 (en) 2006-01-06 2008-07-01 Baker Hughes Incorporated Seal insert ring for roller cone bits
US7628234B2 (en) 2006-02-09 2009-12-08 Smith International, Inc. Thermally stable ultra-hard polycrystalline materials and compacts
GB2442596B (en) * 2006-10-02 2009-01-21 Smith International Drill bits with dropping tendencies and methods for making the same
US7387177B2 (en) 2006-10-18 2008-06-17 Baker Hughes Incorporated Bearing insert sleeve for roller cone bit
US8034136B2 (en) 2006-11-20 2011-10-11 Us Synthetic Corporation Methods of fabricating superabrasive articles
US7841426B2 (en) * 2007-04-05 2010-11-30 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit with fixed cutters as the sole cutting elements in the axial center of the drill bit
US7845435B2 (en) 2007-04-05 2010-12-07 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit and method of drilling
US7703557B2 (en) * 2007-06-11 2010-04-27 Smith International, Inc. Fixed cutter bit with backup cutter elements on primary blades
US7847437B2 (en) * 2007-07-30 2010-12-07 Gm Global Technology Operations, Inc. Efficient operating point for double-ended inverter system
US7836975B2 (en) 2007-10-24 2010-11-23 Schlumberger Technology Corporation Morphable bit
CA2705565A1 (en) * 2007-11-14 2009-05-22 Baker Hughes Incorporated Earth-boring tools attachable to a casing string and methods for their manufacture
US8678111B2 (en) 2007-11-16 2014-03-25 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit and design method
SA108290832B1 (ar) 2007-12-21 2012-06-05 بيكر هوغيس انكوربوريتد مثقاب ذو أذرع توازن يستخدم في حفر الآبار
US20090172172A1 (en) 2007-12-21 2009-07-02 Erik Lambert Graham Systems and methods for enabling peer-to-peer communication among visitors to a common website
US7938204B2 (en) 2007-12-21 2011-05-10 Baker Hughes Incorporated Reamer with improved hydraulics for use in a wellbore
US20090272582A1 (en) * 2008-05-02 2009-11-05 Baker Hughes Incorporated Modular hybrid drill bit
US7703556B2 (en) * 2008-06-04 2010-04-27 Baker Hughes Incorporated Methods of attaching a shank to a body of an earth-boring tool including a load-bearing joint and tools formed by such methods
US7819208B2 (en) * 2008-07-25 2010-10-26 Baker Hughes Incorporated Dynamically stable hybrid drill bit
US7621346B1 (en) * 2008-09-26 2009-11-24 Baker Hughes Incorporated Hydrostatic bearing
US7845437B2 (en) * 2009-02-13 2010-12-07 Century Products, Inc. Hole opener assembly and a cone arm forming a part thereof
US8141664B2 (en) * 2009-03-03 2012-03-27 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit with high bearing pin angles
US8459378B2 (en) * 2009-05-13 2013-06-11 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit
US8157026B2 (en) 2009-06-18 2012-04-17 Baker Hughes Incorporated Hybrid bit with variable exposure
US8672060B2 (en) 2009-07-31 2014-03-18 Smith International, Inc. High shear roller cone drill bits
US8347989B2 (en) * 2009-10-06 2013-01-08 Baker Hughes Incorporated Hole opener with hybrid reaming section and method of making
US8448724B2 (en) * 2009-10-06 2013-05-28 Baker Hughes Incorporated Hole opener with hybrid reaming section
WO2011084944A2 (en) 2010-01-05 2011-07-14 Smith International, Inc. High-shear roller cone and pdc hybrid bit

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU330240A1 (ru) * Шарошечно-лопастное долото
SU876947A1 (ru) * 1978-06-01 1981-10-30 Кузбасский Политехнический Институт Комбинированное шарошечно-лопастное долото
US4343371A (en) * 1980-04-28 1982-08-10 Smith International, Inc. Hybrid rock bit
US4444281A (en) * 1983-03-30 1984-04-24 Reed Rock Bit Company Combination drag and roller cutter drill bit

Also Published As

Publication number Publication date
WO2010148264A3 (en) 2011-04-07
US20110290565A1 (en) 2011-12-01
US20100320001A1 (en) 2010-12-23
EP2443305A2 (en) 2012-04-25
US8336646B2 (en) 2012-12-25
US8157026B2 (en) 2012-04-17
BRPI1011782A2 (pt) 2016-03-22
RU2012101486A (ru) 2013-07-27
EP2443305A4 (en) 2015-07-15
WO2010148264A2 (en) 2010-12-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2521132C2 (ru) Гибридное долото с изменяемым выступом резцов
US6684967B2 (en) Side cutting gage pad improving stabilization and borehole integrity
RU2421589C2 (ru) Буровые долота с опорными элементами, обеспечивающими уменьшение выступания режущих элементов
RU2531720C2 (ru) Гибридное буровое долото с большим боковым передним углом наклона вспомогательных дублирующих резцов
US9506294B2 (en) System and method of constant depth of cut control of drilling tools
RU2465429C2 (ru) Долото вращательного бурения с калибрующими площадками, имеющее повышенную управляемость и пониженный износ
ITTO20010809A1 (it) Punta per trivellazione con pattini di calibratura ad aggressivita' differenziata.
CN107208476A (zh) 对井下钻井工具的可调节式切割深度控制
US10214966B2 (en) Rotary drill bits with back-up cutting elements to optimize bit life
US9890597B2 (en) Drill bits and tools for subterranean drilling including rubbing zones and related methods
US10954721B2 (en) Earth-boring tools and related methods
US10428588B2 (en) Methods and drill bit designs for preventing the substrate of a cutting element from contacting a formation
US10267093B2 (en) Drilling tool including multi-step depth of cut control
US11655681B2 (en) Inner cutter for drilling
US8905163B2 (en) Rotary drill bit with improved steerability and reduced wear
US9284786B2 (en) Drill bits having depth of cut control features and methods of making and using the same
US10982491B2 (en) Fixed-cutter drill bits with track-set primary cutters and backup cutters
US9284785B2 (en) Drill bits having depth of cut control features and methods of making and using the same
RU2559261C1 (ru) Лопастное долото
RU2460867C2 (ru) Калибратор-центратор
CA2929078C (en) Rotary drill bit including multi-layer cutting elements
CA3057168C (en) Inner cutter for drilling
RU174631U1 (ru) Буровое шарошечное долото
US20210388678A1 (en) Matching of primary cutter with backup cutter
GB2434391A (en) Drill bit with secondary cutters for hard formations

Legal Events

Date Code Title Description
QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE

Effective date: 20160801

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20180619