RU2531982C1 - Borehole calibrator - Google Patents
Borehole calibrator Download PDFInfo
- Publication number
- RU2531982C1 RU2531982C1 RU2013123963/03A RU2013123963A RU2531982C1 RU 2531982 C1 RU2531982 C1 RU 2531982C1 RU 2013123963/03 A RU2013123963/03 A RU 2013123963/03A RU 2013123963 A RU2013123963 A RU 2013123963A RU 2531982 C1 RU2531982 C1 RU 2531982C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- channels
- calibrator
- flushing
- grooves
- additional
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к инструменту для компоновки бурильной колонны, используемой при строительстве глубоких скважин с целью добычи нефти и газа, опорно-центрирующим устройствам в нижней части бурильной колонны, устанавливаемым над буровым долотом или в непосредственной близости от него.The invention relates to a tool for assembling a drill string used in the construction of deep wells for the purpose of oil and gas production, support-centering devices in the lower part of the drill string mounted above or in the immediate vicinity of the drill bit.
Известны калибраторы [1], принятые за аналог, выпускаемые с прямолинейными или спиральными лопастями, разделенными друг от друга прямыми или винтовыми пазами для прохода со стороны забоя промывочной жидкости с частицами выбуренной породы (шламом). Особенно важную калибрующую и стабилизирующую роль по предотвращению нежелательного искривления ствола скважины калибраторы выполняют при бурении наклоннонаправленных или горизонтальных скважин, подверженных естественному искривлению.Known calibrators [1], taken as an analogue, manufactured with straight or spiral blades, separated from each other by straight or helical grooves for passage from the bottom of the flushing fluid with particles of cuttings (cuttings). The calibrators perform a particularly important calibrating and stabilizing role in preventing unwanted curvature of the wellbore when drilling directional or horizontal wells subject to natural curvature.
Поверхности лопастей калибратора по их наружному диаметру, равному диаметру бурового долота, армируются твердосплавными зубками с плоской наружной поверхностью или наплавляются зерновым твердым сплавом. При вращении бурильной колонны лопасти калибратора калибруют ствол скважины, центрируют эту колонну, уменьшают износ ее элементов, центрируют забойный двигатель, стабилизируют и улучшают работу бурового долота.The surfaces of the calibrator blades according to their outer diameter equal to the diameter of the drill bit are reinforced with carbide teeth with a flat outer surface or surfaced with a grain hard alloy. During rotation of the drill string, the calibrator blades calibrate the wellbore, center this string, reduce wear on its elements, center the downhole motor, stabilize and improve the performance of the drill bit.
Главным недостатком аналога является налипание на него шлама, наматывание сальника в открытых боковых полостях для промывки, образующегося при проходке вязких пород или соскребании со стенок скважины глинистой корки, препятствующей нормальной циркуляции промывочной жидкости. Нередко наличие сальника приводит к прихватам бурового инструмента. Механическая скорость бурения при сальникообразовании и проходка на буровое долото резко падают.The main disadvantage of the analogue is the sticking of sludge on it, winding the stuffing box in the open side cavities for washing, which is formed when viscous rocks are drilled or clay cake is scraped off the borehole walls and impedes normal circulation of the washing liquid. Often the presence of an oil seal leads to sticking of the drilling tool. The mechanical drilling speed during gland formation and penetration to the drill bit drop sharply.
В последнее время изготовители и потребители многих отечественных и зарубежных фирм отдают предпочтение другому аналогу [2] настоящего изобретения - калибраторам и стабилизаторам с наклонными или спиральными рабочими лопастями, функции которых с предыдущим аналогом одни и те же. Они также близки по конструктивному исполнению, последние только значительно больше по длине. Калибраторы с наклонными лопастями имеют значительно лучшие гидравлические характеристики, а также больший охват стенки скважины по диаметру при той же ширине проходов для промывочный жидкости. Длина и ширина рабочих органов варьируются в широких пределах и зависят от диаметра и назначения калибратора. Например, оптимальная длина калибратора Lк рекомендуется равной Lк=50·Dк, где Dк - диаметр калибратора, мм. Рабочая поверхность лопастей армируется твердосплавными пластинами, зубками с плоской наружной поверхностью или наплавляется зерновым твердым сплавом.Recently, manufacturers and consumers of many domestic and foreign companies have preferred another analogue [2] of the present invention — calibrators and stabilizers with inclined or spiral working blades, whose functions are the same with the previous analogue. They are also close in design, the latter are only much larger in length. Calibrators with inclined blades have significantly better hydraulic characteristics, as well as greater coverage of the borehole wall in diameter with the same width of passages for flushing fluid. The length and width of the working bodies vary widely and depend on the diameter and purpose of the calibrator. For example, the optimal length of the calibrator L k is recommended equal to L k = 50 · D k , where D k is the diameter of the calibrator, mm. The working surface of the blades is reinforced with carbide plates, teeth with a flat outer surface or fused with a grain hard alloy.
Недостатки у рассмотренного аналога такие же, как и у первого - интенсивное сальникообразование при прохождении вязких пород, а также затруднения, связанные с набором кривизны или изменением направления скважины из-за кратно большой длины калибратора, достигающей у этого аналога 1000 мм и более.The disadvantages of the considered analog are the same as those of the first - intensive gland formation during the passage of viscous rocks, as well as difficulties associated with a set of curvature or a change in the direction of the well due to the multiple length of the calibrator reaching 1000 mm or more in this analog.
Попытка снижения возможности сальникообразования в спиральных лопастных калибраторах предпринята в конструкции 5КС190,5СТ, также принятой за аналог [3]. Такие калибраторы-стабилизаторы (КС) выпускаются Дрогобычским долотостроительным заводом (Украина).An attempt to reduce the possibility of gland formation in spiral blade calibrators was made in the design 5KS190.5ST, also taken as an analogue [3]. Such stabilizer calibrators (KS) are produced by the Drohobych Chisel Plant (Ukraine).
В отличие от аналогов, в рабочих спиральных лопастях просверлены поперечные сквозные отверстия для свободного перетока промывочной жидкости из любой полости в соседнюю с целью охлаждения рабочих лопастей в процессе их работы. Однако, охлаждение лопастей практически не повлияло на уменьшение главного недостатка - возможности сальникообразования. Наоборот, сальниковые массы, задерживаемые поперечными отверстиями, становились дополнительными препятствиями - концентраторами для удержания новых налипающих шламовых масс, сдираемых со стенки скважины, а также идущих с потоками промывочной жидкости, поднимающимися со стороны забоя.Кроме того, большая длина лопастей калибратора, как и у второго аналога, препятствовала набору кривизны или изменению направления скважины.Unlike analogs, transverse through holes were drilled in working spiral blades for free flow of flushing fluid from any cavity to an adjacent one in order to cool the working blades during their operation. However, the cooling of the blades practically did not affect the reduction of the main drawback - the possibility of gland formation. On the contrary, the stuffing masses held up by the transverse openings became additional obstacles - concentrators for holding new sticking slurry masses that were peeled off the borehole wall and also coming with flushing fluid flows rising from the bottom side. In addition, the calibrator blades have a large length, like the second analogue, prevented the set of curvature or a change in the direction of the well.
Непрерывное совершенствование конструкций шарошечных и алмазных буровых долот, совершенствование технологии их производства, повышение износостойкости материалов для них, а также улучшение технологии бурения привели к значительному росту механической скорости бурения и проходки. Проходка на долото исчисляется уже сотнями метров, а для долот, оснащенных вставками из поликристаллических алмазов (PDC), тысячами метров при высокой механической скорости бурения, исчисляемой десятками метров в час. В таких условиях необходимость непрерывного контроля за направлением бурения и оперативное его изменение на коротком интервале становится самой актуальной задачей, не менее важной, чем сама проходка. При большой проходке долото проходит большое число различных по свойствам пропластков, включая липкие, которые являются причиной быстрого и интенсивного наматывания сальников на буровое долото и калибратор, что резко ухудшает возможность очистки забоя от выбуренной породы.Continuous improvement of the designs of cone and diamond drill bits, improvement of their production technology, increase of wear resistance of materials for them, as well as improvement of drilling technology led to a significant increase in the mechanical speed of drilling and sinking. The penetration to the bit is already hundreds of meters, and for bits equipped with inserts of polycrystalline diamonds (PDC), thousands of meters at a high mechanical drilling speed of tens of meters per hour. In such conditions, the need for continuous monitoring of the direction of drilling and its operational change over a short interval becomes the most urgent task, no less important than the actual drilling. With a large penetration, the bit passes through a large number of interlayers with different properties, including sticky ones, which are the reason for the rapid and intensive winding of oil seals on the drill bit and calibrator, which sharply worsens the ability to clean the bottom of the cuttings.
Попытка снижения сальникообразования в лопастных калибраторах предпринята также в известном калибраторе ствола скважины [4], принятого в качестве прототипа.An attempt to reduce gland formation in paddle calibrators was also made in the well-known calibrator of the wellbore [4], adopted as a prototype.
С целью интенсификации потока промывочной жидкости через промывочные пазы и предотвращения налипания шлама в их полостях, длина лопастей связана с рабочим диаметром калибратора, суммарная площадь армирующих пластин связана с рабочей площадью лопасти, а каналы между лопастями выполнены равномерно расширяющимися по площади за счет наклона режущей набегающей грани под углом α=18÷23° по часовой стрелке к образующей цилиндрической части калибратора.In order to intensify the flow of washing liquid through the washing grooves and to prevent sludge from sticking to their cavities, the length of the blades is related to the working diameter of the calibrator, the total area of the reinforcing plates is related to the working area of the blade, and the channels between the blades are uniformly expanding in area due to the inclination of the cutting edge at an angle α = 18 ÷ 23 ° clockwise to the generatrix of the cylindrical part of the calibrator.
Эти меры по изменению формы лопастей помогли значительно повысить калибрующие свойства этого устройства и интенсивность прохода промывочной жидкости, но в условиях повышения интенсивности бурения и этих признаков уже стало недостаточно.These measures to change the shape of the blades helped to significantly increase the calibrating properties of this device and the intensity of the passage of flushing fluid, but in conditions of increased intensity of drilling and these signs have become insufficient.
Предлагаемое изобретение исключает недостатки аналогов и прототипа.The present invention eliminates the disadvantages of analogues and prototype.
Техническим результатом настоящего изобретения является повышение маневренности при наборе кривизны скважины, уменьшение сальникообразования при наклоннонаправленном бурении вязких и липких пород.The technical result of the present invention is to increase maneuverability when typing the curvature of the well, reducing gland formation during directional drilling of viscous and sticky rocks.
Технический результат достигается тем, что в калибраторе ствола скважины, включающем верхнюю и нижнюю присоединительные резьбы, внутренний канал для подвода промывочной жидкости к забою, лопасти с армированными рабочими поверхностями, разделенные между собой промывочными пазами, из внутреннего канала в этих пазах выполнены каналы для дополнительного нагнетания поднимающейся со стороны забоя промывочной жидкости под острым углом к оси с соплом-насадкой на конце или без таковых, каналы для дополнительного нагнетания промывочной жидкости выполнены в два или более ярусов один над другим в одном или более промывочных пазах, а при малой толщине стенки между внутренним каналом и промывочным пазом, из его внутреннего канала выведен один или более каналов дополнительного нагнетания в затрубное пространство поднимающейся с забоя промывочной жидкости в направлении верхнего торца в плоскости симметрии лопасти под острым углом в пределах 26°÷30° к образующей цилиндрической части калибратора.The technical result is achieved by the fact that in the calibrator of the wellbore, including upper and lower connecting threads, an internal channel for supplying flushing fluid to the bottom, blades with reinforced working surfaces, separated by flushing grooves, channels for additional injection are made from the internal channel in these grooves washing liquid rising from the bottom side at an acute angle to the axis with or without a nozzle nozzle, channels for additional pumping of washing liquid These are made in two or more tiers one above the other in one or more washing grooves, and with a small wall thickness between the internal channel and the washing groove, one or more additional injection channels are removed from its internal channel into the annulus of the washing liquid rising from the bottom in the direction the upper end in the plane of symmetry of the blade at an acute angle within 26 ° ÷ 30 ° to the generatrix of the cylindrical part of the calibrator.
Каналы дополнительного нагнетания промывочной жидкости выполняются для уменьшения сальникообразования и возможности прихватов низа бурильной колонны.Channels for additional injection of flushing fluid are performed to reduce gland formation and the possibility of tacking the bottom of the drill string.
Выходы из указанных каналов предпочтительно оснащаются промывочными узлами, подобно системам промывки забоя, оснащенным известными промывочными узлами с твердосплавными насадками. Однако в калибраторах ствола скважины уменьшенного и малого диаметра (менее 190,5 мм) выходы каналов дополнительного нагнетания жидкости могут армироваться наплавкой или напылением твердым сплавом.The outlets from these channels are preferably equipped with flushing units, similar to bottom flushing systems equipped with known flushing units with carbide tips. However, in calibrators of a borehole with a reduced and small diameter (less than 190.5 mm), the outlets of the channels for additional fluid injection can be reinforced by surfacing or by hard alloy deposition.
Во время бурения, при прохождении промывочной жидкости через боковые промывочные сопла, ударном воздействии ее на забой, барботировании шламовой подушки и перемешивании с ней, изменении направления почти на 180° скорость потока, начинающего подниматься в затрубное пространство бурильной колонны с забоя, катастрофически падает, что значительно снижает скорость подъема и скорость бурения.During drilling, when the flushing fluid passes through the side flushing nozzles, its impact on the bottom, bubbling of the slurry cushion and mixing with it, the direction changes by almost 180 °, the flow rate, which begins to rise into the annulus of the drill string from the bottom, catastrophically decreases, which significantly reduces the lifting speed and drilling speed.
Эффект дополнительного нагнетания основан на отсасывании жидкости при обмене механической энергией двух потоков в процессе их смешения. Поток с более высоким давлением, называемый рабочим (или потоком рабочей среды), состоит из сопла приемной и смесительной камер. Поток с более высоким давлением поступает из сопла в приемную камеру с большой скоростью и увлекает за собой среду более низкого давления. В результате смешения происходит выравнивание скоростей (давлений) потоков сред, с которыми происходит дальнейшая транспортировка смеси с повышением скорости (давления) и подсасыванием потока со стороны забоя. При этом КПД составляет до 30% и значительно ускоряет общий поток жидкости.The effect of additional injection is based on the suction of a liquid during the exchange of mechanical energy of two flows during their mixing. The stream with a higher pressure, called the working (or the flow of the working medium), consists of a nozzle receiving and mixing chambers. A stream with a higher pressure enters from the nozzle into the receiving chamber at a high speed and carries with it a medium of lower pressure. As a result of mixing, the velocities (pressures) of the flows of the media are equalized, with which the further transportation of the mixture occurs with increasing speed (pressure) and suction of the flow from the side of the face. In this case, the efficiency is up to 30% and significantly accelerates the total fluid flow.
Наиболее предпочтительное выполнение осей каналов дополнительного нагнетания из внутренней полости калибраторов - с направлением на оси симметрии пространства промывочных пазов на наружной поверхности. В этом случае наибольший объем струи из каналов дополнительного нагнетания с высокой скоростью начального потока во внутреннем канале калибратора, еще не прошедший зоны промывочных каналов долота, встречается с наибольшим объемом и смешивается с замедленным потоком в затрубном пространстве, имеющим многократно более низкую скорость, обеспечивая дальнейшую ускоренную транспортировку по затрубному пространству, подсасывая при этом смесь жидкости со шламом с забоя. Механическая скорость бурения при этом возрастает. Предпочтительное количество промывочной жидкости, проходящей через каналы дополнительного нагнетания, составляет 25÷30% от ее общего количества. Как уже отмечалось выше, при необходимости еще большего восходящего потока каналы дополнительного нагнетания могут выполняться в два или более ярусов в одном или более промывочных пазах.The most preferred embodiment of the axes of the channels for additional injection from the internal cavity of the calibrators is with the direction on the axis of symmetry of the space of the washing grooves on the outer surface. In this case, the largest volume of the jet from the additional injection channels with a high initial flow rate in the internal channel of the calibrator, which has not yet passed the zone of the washing channels of the bit, meets the largest volume and mixes with a slowed flow in the annulus, which has many times lower speed, providing further accelerated transportation through the annulus, while sucking in the mixture of liquid with slurry from the bottom. The mechanical drilling speed increases. The preferred amount of flushing fluid passing through the channels for additional injection, is 25 ÷ 30% of its total amount. As already noted above, if an even larger upward flow is necessary, the additional discharge channels can be performed in two or more tiers in one or more washing grooves.
Перечень фигур чертежейList of drawings
На фигуре 1 изображен вариант калибратора ствола скважины с одним ярусом каналов дополнительного нагнетания промывочной жидкости в двух противоположных промывочных пазах.The figure 1 shows a variant of the calibrator of the wellbore with one tier of channels for additional injection of flushing fluid in two opposite flushing grooves.
На фигуре 2 изображен вид сверху фигуры 1.The figure 2 shows a top view of the figure 1.
На фигуре 3 изображена боковая проекция фигуры 1.Figure 3 shows a side projection of figure 1.
На фигуре 4 изображен вариант калибратора ствола скважины с двумя ярусами каналов дополнительного нагнетания промывочной жидкости в четырех промывочных пазах.The figure 4 shows a variant of the calibrator of the wellbore with two tiers of channels for additional injection of flushing fluid in four flushing grooves.
На фигуре 5 изображена боковая проекция фигуры 4.Figure 5 shows a side projection of figure 4.
На фигуре 6 изображен вид калибратора ствола скважины с выходом каналов дополнительного нагнетания промывочной жидкости в тело лопасти.The figure 6 shows a view of the calibrator of the wellbore with the output channels of the additional injection of flushing fluid into the body of the blade.
На фигуре 7 изображен вид сверху фигуры 6.The figure 7 shows a top view of the figure 6.
На фигуре 8 изображена боковая проекция фигуры 6.Figure 8 shows a side projection of figure 6.
На фигурах 1, 2, 3 изображен вариант предлагаемого калибратора, на котором позициями обозначены: 1 - корпус, 2 - верхняя присоединительная резьба, 3 - нижняя присоединительная резьба, 4 - внутренний канал для подвода промывочной жидкости к забою, 5 - три или более прямолинейных (или наклонных) лопасти, 6 - армированные рабочие поверхности, 7 - промывочные пазы, 8 - каналы дополнительного нагнетания промывочной жидкости, 9 - промывочные узлы с твердосплавными насадками, с узлами уплотнения и крепления, 10 - ось внутреннего канала, 11 - оси симметрии пазов промывочных, проходящие через точки О-О, делящие пополам ширину паза «а», и глубину паза «в», буквой «α» обозначен острый угол наклона оси 10 к оси 11.In figures 1, 2, 3, a variant of the proposed calibrator is shown, with positions indicated: 1 - body, 2 - upper connecting thread, 3 - lower connecting thread, 4 - internal channel for supplying flushing fluid to the bottom, 5 - three or more rectilinear (or inclined) blades, 6 - reinforced working surfaces, 7 - flushing grooves, 8 - channels for additional injection of flushing fluid, 9 - flushing units with carbide nozzles, with sealing and fastening units, 10 - axis of the internal channel, 11 - axis of symmetry of the grooves etc myvochnyh passing through point O-O bisecting a width "a" of the groove, and the groove depth "c", the letter «α» denotes an acute angle to the
На фигурах 4, 5, 6 изображен другой вариант предлагаемого калибратора, на котором теми же позициями обозначены элементы, уже показанные на фигурах 1, 2, 3, а также позиции: 12 - дополнительный нижний со стороны забоя ярус каналов дополнительного нагнетания промывочной жидкости, 13 - промывочные узлы с твердосплавными насадками, с узлами уплотнения и крепления.In figures 4, 5, 6 another variant of the proposed calibrator is shown, in which the same positions denote the elements already shown in figures 1, 2, 3, as well as positions: 12 — additional lower layer of channels for additional injection of washing liquid from the bottom side, 13 - flushing units with carbide tips, with units of sealing and fastening.
На фигурах 7, 8 изображен третий вариант предлагаемых калибраторов уменьшенного размера по диаметру, в которых мало места для размещения каналов дополнительного нагнетания промывочной жидкости, от внутреннего канала в сторону дна промывочного паза. На этих фигурах теми же позициями обозначены элементы, уже показанные на фигурах 1-6, а также позиции: 14 - каналы дополнительного нагнетания в теле лопасти, 15 - промывочные узлы с твердосплавными насадками, с узлами уплотнения и крепления, 16 - ось симметрии лопасти, буквой «β» обозначен острый угол между осями каналов 14 и осями симметрии 16, проходящими по калибрующей поверхности лопастей, находящихся в одной плоскости с осью калибратора 17.In figures 7, 8 shows a third version of the proposed calibrators of reduced size in diameter, in which there is little space for placement of channels for additional injection of washing liquid from the internal channel to the bottom of the washing groove. In these figures, the same positions denote the elements already shown in figures 1-6, as well as the positions: 14 - channels of additional injection in the body of the blade, 15 - flushing units with carbide nozzles, with nodes of sealing and fastening, 16 - axis of symmetry of the blade, the letter "β" denotes an acute angle between the axes of the
В этом варианте дополнительное нагнетание осуществляется направлением оси канала под острым углом β=(26÷30°) по отношению к образующей цилиндрической части калибратора в плоскости симметрии лопасти, с более высоким давлением и скоростью, чем поднимающийся с забоя поток со шламом, обеспечивая общее дальнейшее повышение интенсивности потока промывочной жидкости в затрубном пространстве, очистки забоя и механической скорости бурения.In this embodiment, additional injection is carried out by the direction of the channel axis at an acute angle β = (26 ÷ 30 °) with respect to the generatrix of the cylindrical part of the calibrator in the plane of symmetry of the blade, with a higher pressure and speed than the flow with slurry rising from the bottom, providing a general further increasing the intensity of the flow of flushing fluid in the annulus, cleaning the bottom and the mechanical drilling speed.
Результаты промысловых испытаний образцов предлагаемых калибраторов полностью подтверждают их преимущество перед аналогами и прототипом.The results of field tests of samples of the proposed calibrators fully confirm their advantage over analogues and prototype.
Источники информацииInformation sources
1. ОСТ 39-078-79 «Калибраторы, центраторы, стабилизаторы. Классификация, виды, типы и основные размеры», стр.2 (аналог).1. OST 39-078-79 “Calibrators, centralizers, stabilizers. Classification, types, types and main dimensions ”, page 2 (analogue).
2. И.К. Масленников, Г.И. Матвеев «Инструмент для бурения скважин», М. «Недра», 1981, стр.304-306 (аналог).2. I.K. Maslennikov, G.I. Matveev, “A tool for drilling wells,” M. “Nedra, 1981, pp. 304-306 (analogue).
3. И.К. Масленников, Г.И. Матвеев «Инструмент для бурения скважин», М. «Недра», 1981, стр.302 (аналог).3. I.K. Maslennikov, G.I. Matveev, “A tool for drilling wells,” M. “Nedra,” 1981, p. 302 (analogue).
4. Патент РФ №2377385 кл. E21B «Калибратор ствола скважины», от 06.02.2008 г. (прототип).4. RF patent No. 2377385 class. E21B "Well bore calibrator", dated 06.02.2008 (prototype).
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013123963/03A RU2531982C1 (en) | 2013-05-24 | 2013-05-24 | Borehole calibrator |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013123963/03A RU2531982C1 (en) | 2013-05-24 | 2013-05-24 | Borehole calibrator |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2531982C1 true RU2531982C1 (en) | 2014-10-27 |
Family
ID=53382174
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013123963/03A RU2531982C1 (en) | 2013-05-24 | 2013-05-24 | Borehole calibrator |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2531982C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2696698C1 (en) * | 2018-12-10 | 2019-08-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Borehole calibrator |
| RU2757839C1 (en) * | 2021-04-27 | 2021-10-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Working bottom |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU909102A1 (en) * | 1980-07-16 | 1982-02-28 | Научно-исследовательский и проектный институт "Гипроморнефтегаз" | Well-gauging device |
| SU1201482A1 (en) * | 1984-04-03 | 1985-12-30 | Ордена Трудового Красного Знамени Институт Сверхтвердых Материалов Ан Усср | Calibrator |
| RU2049903C1 (en) * | 1992-02-18 | 1995-12-10 | Владимир Михайлович Шенбергер | Device for stabilization of inclined well bore in drilling with downhole motor |
| RU2105860C1 (en) * | 1996-06-27 | 1998-02-27 | Елабужская экспедиция глубокого разведочного бурения Нурлатского управления разведочного бурения | Above-bit centralizer |
| RU2127794C1 (en) * | 1996-03-22 | 1999-03-20 | Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Centralizer |
| RU2008106350A (en) * | 2008-02-18 | 2009-08-27 | Открытое акционерное общество "Волгабурмаш" (ОАО "Волгабурмаш") (RU) | WELL BORE CALIBRATOR-STABILIZER |
-
2013
- 2013-05-24 RU RU2013123963/03A patent/RU2531982C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU909102A1 (en) * | 1980-07-16 | 1982-02-28 | Научно-исследовательский и проектный институт "Гипроморнефтегаз" | Well-gauging device |
| SU1201482A1 (en) * | 1984-04-03 | 1985-12-30 | Ордена Трудового Красного Знамени Институт Сверхтвердых Материалов Ан Усср | Calibrator |
| RU2049903C1 (en) * | 1992-02-18 | 1995-12-10 | Владимир Михайлович Шенбергер | Device for stabilization of inclined well bore in drilling with downhole motor |
| RU2127794C1 (en) * | 1996-03-22 | 1999-03-20 | Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Centralizer |
| RU2105860C1 (en) * | 1996-06-27 | 1998-02-27 | Елабужская экспедиция глубокого разведочного бурения Нурлатского управления разведочного бурения | Above-bit centralizer |
| RU2008106350A (en) * | 2008-02-18 | 2009-08-27 | Открытое акционерное общество "Волгабурмаш" (ОАО "Волгабурмаш") (RU) | WELL BORE CALIBRATOR-STABILIZER |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2696698C1 (en) * | 2018-12-10 | 2019-08-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Borehole calibrator |
| RU2757839C1 (en) * | 2021-04-27 | 2021-10-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Working bottom |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6527065B1 (en) | Superabrasive cutting elements for rotary drag bits configured for scooping a formation | |
| US7621350B2 (en) | Impregnated bit with changeable hydraulic nozzles | |
| US8100201B2 (en) | Rotary drill bit | |
| RU2360096C1 (en) | Cone bit for boring horizontal boreholes | |
| CA2685065A1 (en) | Bit for drilling wells and associated drilling method | |
| US20070187149A1 (en) | Drill bit | |
| RU2377385C2 (en) | Well shaft calibrator | |
| CN110067516A (en) | A kind of quick washing-, which is scraped, cuts combined type broken rock PDC drill bit | |
| RU2531982C1 (en) | Borehole calibrator | |
| RU2675615C2 (en) | Drill bit with fixed cutters with flux guide | |
| US8763729B2 (en) | Percussion drilling assembly and hammer bit with gage and outer row reinforcement | |
| US11988046B1 (en) | Hydrojets rotary drill bit | |
| RU2601709C1 (en) | Diamond drill bit for drilling of flushing fluid loss zone | |
| US11098541B2 (en) | Polycrystalline-diamond compact air bit | |
| US20100276206A1 (en) | Rotary Drill Bit | |
| US9284785B2 (en) | Drill bits having depth of cut control features and methods of making and using the same | |
| EP4077865B1 (en) | Drill bit with auxiliary channel openings | |
| US9617794B2 (en) | Feature to eliminate shale packing/shale evacuation channel | |
| US20140090900A1 (en) | Blade flow pdc bits | |
| RU2717852C1 (en) | Pdc drill bit for fluid absorption zone drilling | |
| RU2725712C1 (en) | Calibrator | |
| RU2436928C1 (en) | Bladed calibrator | |
| RU125615U1 (en) | DRILL BIT | |
| RU2652775C1 (en) | Diamond blade drill bit | |
| RU131408U1 (en) | BIT |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20160930 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200525 |