RU2536914C2 - Динамически устойчивое гибридное буровое долото - Google Patents
Динамически устойчивое гибридное буровое долото Download PDFInfo
- Publication number
- RU2536914C2 RU2536914C2 RU2011106759/03A RU2011106759A RU2536914C2 RU 2536914 C2 RU2536914 C2 RU 2536914C2 RU 2011106759/03 A RU2011106759/03 A RU 2011106759/03A RU 2011106759 A RU2011106759 A RU 2011106759A RU 2536914 C2 RU2536914 C2 RU 2536914C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drill bit
- fixed blades
- cutting elements
- bit
- fixed
- Prior art date
Links
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 81
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 23
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000010327 methods by industry Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 16
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 16
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 6
- 210000004283 incisor Anatomy 0.000 description 5
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 4
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 2
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 2
- 229910000679 solder Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005476 soldering Methods 0.000 description 2
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 2
- 229910052582 BN Inorganic materials 0.000 description 1
- PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N Boron nitride Chemical compound N#B PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010009 beating Methods 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000007790 scraping Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/08—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)
Abstract
Изобретение относится к гибридным буровым долотам. Технический результат заключается в создании динамически устойчивого бурового долота с комбинацией шарошек и фиксированных лопастей с улучшенными характеристиками бурения. Буровое долото с комбинацией шарошек и фиксированных лопастей включает корпус долота, имеющий центральную продольную ось, определяющую центральную ось корпуса долота, конфигурация верхнего конца которого обеспечивает подсоединение к бурильной колонне; заданное число фиксированных лопастей, отходящих вниз от долота в осевом направлении; заданное число шарошек, установленных с возможностью вращения на корпусе долота; и несколько режущих элементов фиксированных лопастей, размещенных на каждой фиксированной лопасти. Фиксированные лопасти и шарошки расположены асимметрично. Заданное число фиксированных лопастей превышает заданное число шарошек по меньшей мере на единицу. По меньшей мере один из режущих элементов фиксированной лопасти на по меньшей мере одной из фиксированных лопастей расположен так, чтобы вырубать породу по центральной оси корпуса долота. 12 з.п. ф-лы, 3 ил.
Description
Область техники
В общем настоящее изобретение относится к области долот для бурения подземных пород и, в частности, к долоту, в котором объединены шарошки и запрессованные резцы, и режущие элементы.
Уровень техники
Достижения роторного бурения позволили обнаружить нефтяные и газовые пласты глубокого залегания и обеспечили добычу огромных количеств нефти. Долото для роторного бурения стало важным изобретением, сделавшим возможным достижения роторного бурения. Первые лопастные долота и долота ударно-канатного бурения могли использоваться для промышленного бурения только мягких грунтовых пород, но уже двухшарошечное дробящее долото, изобретенное Говардом Р. Хьюзом (US 930759), бурило с относительной легкостью покрывающую породу. По скорости и глубине бурения это почтенное изобретение, относящееся к первой декаде прошлого столетия, многократно уступает современным долотам для роторного бурения. Первое долото Хьюза могло бурить несколько часов, в то время как современные буровые долота бурят по несколько дней. В некоторых случаях современным буровым долотом пробуривают тысячи футов, вместо нескольких футов. Столь внушительные улучшения характеристик долот для роторного бурения стали возможны благодаря многим усовершенствованиям.
В бурении скважин в подземных породах с использованием долот с коническими или дисковыми шарошками применяются дробящие долота с закрепленными на них одной, двумя или тремя вращающимися шарошками. Долото прикрепляется к нижнему концу бурильной колонны, которую вращают с поверхности, либо скважинным двигателем, или турбиной. Резцы, установленные на долоте, при вращении бурильной колонны вращаются и скользят по дну буровой скважины, захватывая и разрушая материал удаляемой породы. На шарошках имеются режущие элементы или зубья, которые под весом бурильной колонны проникают в дно буровой скважины и продалбливают его. Обломки породы со дна и боковых стенок скважины смываются буровым раствором, нагнетаемым вниз с поверхности сквозь полую вращающуюся бурильную колонну, и уносятся в виде взвеси в буровом растворе на поверхность.
Шарошечные буровые долота преобладали в бурении нефтяных скважин большую часть XX столетия. Благодаря прогрессу в технологии синтетических алмазов в 70-х - 80-х годах, в конце XX столетия снова стало популярным долото с запрессованными резцами или "лопастное" долото. Современные долота с запрессованными резцами, часто называемыми "алмазными" или ПКА (от англ. polycrystalline diamond compact - вставка из поликристаллического алмаза) долотами, очень далеко ушли от первых долот с запрессованными резцами XIX и начала XX столетий. В алмазных или ПКА долотах используются режущие элементы, включающие слои или "пластинки" вставок из поликристаллического алмаза, сформированные и закрепленные на несущей подложке, обычно выполненной из твердого сплава на основе карбида вольфрама, при этом режущие элементы устанавливаются в определенных местах на лопастях или иных структурах на корпусе долота, а алмазные пластинки обращены в основном в направлении вращения долота. Преимущество алмазных долот по сравнению с шарошечными долотами состоит в их агрессивности, позволяющей получить значительно большую скорость бурения при той же нагрузке на долото (ОННД - осевая нагрузка на долото). Кроме того, у них нет движущихся частей, что делает их конструкцию менее сложной и более прочной. Алмазные долота отличаются по механике и динамике бурения от шарошечных именно благодаря тому, что они более агрессивны и создают больший крутящий момент. При проведении буровых работ алмазные долота используются так же, как и шарошечные долота, они также вращаются, удаляя материал породы, прижимаемые к выбуриваемой породе приложенной ОННД. Алмазные режущие элементы находятся в постоянном зацеплении с соскребаемым материалом породы, в то время как шарошечные режущие элементы выдалбливают породу прерывисто, при этом взаимное перемещение (соскабливание) между режущим элементом и породой очень невелико или отсутствует. Шарошечные и алмазные долота каждые имеют свою область применения, для которой они подходят лучше другого; никакое из этих долот в обозримом будущем, вероятно, не сможет полностью заменить другое.
Известно, что в некоторых буровых долотах используется комбинация одной или более шарошек с одной или более фиксированными лопастями. Некоторые из этих комбинированных буровых долот называют гибридными долотами. В известных конструкциях гибридных долот, например, описанных в US 4343371 (Baker, III), US 4444281 (Schumacher), используется одинаковое число фиксированных лопастей и шарошек в строго симметричной конфигурации. В этих долотах дробление породы выполняется в основном шарошками, особенно в центре скважины или долота.
При малых ОННД и более высоких скоростях вращения долота с запрессованными резцами или лопастные долота иногда страдают от нежелательного эффекта, известного как "биение долота". В этом режиме долото часть времени вращается вокруг оси, не совпадающей с геометрическим центром долота так, что долото стремится вращаться с биениями или совершать "обратную прецессию" по буровой скважине. Эта обратная прецессия приводит к тому, что центр вращения резко меняется при вращении бурового долота по скважине. При этом отдельные ПКА режущие элементы сдвигаются вбок и назад и подвергаются воздействию высоких нагрузок в направлении, не предусмотренном их конструкцией. Это может вызвать поломку и преждевременное разрушение режущих элементов. Для борьбы с этим явлением были разработаны различные средства и способы, позволяющие получить так называемые "антивихревые" долота, сбалансированные от вибраций. Примеры "антивихревых" долот приведены в переуступленных одному владельцу патентах US 5873422 и US 5979576 (Hansen et al.) и в патенте US 4932484 (Warren et al.), переуступленном Amoco.
В шарошечных долотах аналогичное явление, называемое "эксцентричным вращением" или прямой прецессией, возникает, когда сама ось долота описывает концентрический круг вокруг центра буровой скважины. Такая ситуация типична для бурильных работ, при которых пробуриваемый материал проявляет пластичность, и боковому смещению долота способствует отсутствие стабилизации, малая глубина вруба, высокая скорость вращения долота и малая нагрузка на долото. Другим фактором, способствующим тому, что вращение долота происходит эксцентрично, является недостаточная очистка дна скважины, где остается слой мелких обломков, выполняющий роль смазки между долотом и материалом породы, облегчающий поперечное смещение долота. Эксцентричное вращение в значительно меньшей степени разрушительно для режущих элементов или режущей структуры шарошечного долота, чем биения для долота с запрессованными резцами. Однако эксцентричное вращение в шарошечных долотах все-таки нежелательно, поскольку бурение происходит медленно и создает скважину большего размера или с отклонением от диаметра, в которой долото хуже поддается стабилизации и стремится отклоняться от заданного направления, в результате чего скважина отклоняется от вертикали нежелательным образом. Пример конструкции шарошки, в которой решается проблема эксцентричного вращения, приведен в патенте US 5695018 (Pessier and Isabel).
Ни в одном из известных документов не упоминается и не рассматривается склонность к вращению с биениями или эксцентричному вращению гибридного долота с его комбинацией шарошек и фиксированных лопастей. Соответственно, желательно создание усовершенствованного бурового долота с улучшенными характеристиками бурения.
Раскрытие изобретения
Общей задачей настоящего изобретения является создание усовершенствованного динамически устойчивого бурового долота гибридного типа. Эти и другие задачи настоящего изобретения решаются использованием бурового долота, включающего корпус долота, конфигурация верхнего участка которого обеспечивает его подсоединение в бурильную колонну. Заданное число фиксированных лопастей выступают вниз от корпуса долота и заданное число шарошек установлены для вращения на корпусе долота. На каждой шарошке может быть закреплено несколько режущих элементов шарошки, и на каждой фиксированной лопасти закреплено несколько режущих элементов фиксированных лопастей. Заданное число фиксированных лопастей по меньшей мере на единицу больше заданного числа шарошек.
В соответствии с частным вариантом осуществления настоящего изобретения, фиксированные лопасти и шарошки распределены по всем 360 градусам окружности корпуса долота, и основная часть режущих элементов фиксированных лопастей заключены в пределах 180° окружности корпуса долота.
В соответствии с частным вариантом осуществления настоящего изобретения, по меньшей мере один из режущих элементов фиксированной лопасти расположен вблизи центральной оси корпуса долота для разрушения породы по центру. Однако режущий элемент фиксированной лопасти, находящийся по центру долота, не является необходимым для настоящего изобретения.
В соответствии с частным вариантом осуществления настоящего изобретения, 2/3 режущих элементов фиксированной лопасти заключены в пределах 180° окружности бурового долота.
В соответствии с частным вариантом осуществления настоящего изобретения, по меньшей мере две из заданного числа фиксированных лопастей граничат одна с другой без находящейся между ними шарошки.
Другие задачи, признаки и преимущества настоящего изобретения станут очевидными при знакомстве с чертежами и подробным описанием.
Краткое описание чертежей
С тем чтобы стало более понятно, каким образом реализуются признаки и достигаются преимущества настоящего изобретения, и для ознакомления с его деталями, далее приводится описание конкретных вариантов осуществления изобретения, сущность которого была изложена выше, со ссылкой на варианты его осуществления, проиллюстрированные приложенными чертежами, которые составляют часть настоящего описания. Следует, однако, заметить, что чертежи иллюстрируют только некоторые варианты осуществления изобретения и поэтому не могут считаться ограничивающими область его притязаний, поскольку изобретение может быть применимо к другим в равной мере имеющим силу вариантам осуществления:
на фиг.1 представлен вид сбоку гибридного бурового долота, в соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения;
на фиг.2 представлен вид снизу в плане варианта осуществления гибридного бурового долота, показанного на фиг.1;
на фиг.3 представлен перспективный вид снизу частного варианта осуществления гибридного бурового долота, конструкция которого соответствует настоящему изобретению.
Подробное описание осуществления изобретения
На фиг.1 и 2 представлено буровое долото 11, в соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения. Долото 11 включает корпус 13 долота, имеющий центральную продольную ось 15, определяющую центральную ось корпуса 13 долота. В представленном варианте осуществления, корпус 13 долота выполнен из стали, но он также может быть выполнен и из матричного материала, армированного сталью, либо из спеченного карбида. На своем верхнем или заднем конце корпус 13 долота включает хвостовик, имеющий резьбу или иначе приспособленный для присоединения к полой бурильной колонне (не показана), которая вращает долото 11 и через которую к долоту и пробуриваемой породе нагнетается буровой раствор.
Радиально наиболее удаленная поверхность корпуса 13 долота, называемая калибрующей поверхностью, соответствует по диаметру буровой скважине (на фиг.2 показана пунктиром), пробуриваемой долотом 11. Вниз от корпуса 13 долота вдоль оси отходит по меньшей мере одна (показаны две) лапа 17 долота. Корпус 13 долота также включает несколько (например, показано три) фиксированных лопастей 19, отходящих вниз в осевом направлении. Лапы 17 долота и фиксированные лопасти 19 расположены по всей окружности корпуса долота в определенных местах. Как более подробно показано ниже, число и расположение фиксированных лопастей 19 (и число запрессованных в них резцов) играет важную роль в стабилизации или борьбе с биениями долота, сконструированного в соответствии с настоящим изобретением.
Шарошка 21, 23 установлена на герметичном подшипнике скольжения, который является частью каждой лапы 17 долота. Вместо герметичного подшипника скольжения могут быть использованы герметичные или негерметичные роликовые подшипники. В показанном варианте осуществления, ось вращения каждой шарошки 21, 23 пересекает центральную ось 15 долота, благодаря чему шарошки 21 не имеют наклона или угла и не имеют смещения (см. фиг 2 и 3). В альтернативном варианте, шарошки 21, 23 могут иметь угол наклона и (или) смещение, чтобы вызвать скольжение шарошек 21, 23, когда они прокатываются по дну буровой скважины.
По меньшей мере одна (показано несколько) режущая вставка шарошки или режущие элементы 25 расположены на шарошках 21, 23 в целом кольцевыми рядами. Режущие элементы 25 шарошек не обязательно должны быть расположены рядами, а могут быть "хаотично" расположены на каждой шарошке 21, 23. Более того, режущие элементы шарошки могут иметь форму одного или более дисков или расположенных по кольцу резцов для вырезания пропилов, которые также попадают под определение режущих элементов шарошки. Шарошки 21, 23, в комбинации с фиксированными лопастями 19, имеют уменьшенную вибрацию при постоянной нагрузке на долото (ОННД) по сравнению с долотами с запрессованными резцами. Кроме того, шарошки или резцы 21, 23 позволяют ограничить глубину резания режущих элементов фиксированных лопастей 19. Эти цели также могут быть достигнуты шарошками, у которых полностью отсутствуют режущие элементы 25 шарошки, в виде вставок, или зубьев, или иных элементов.
На чертежах показаны вставки из карбида вольфрама, закрепленные на прессовой посадке (или пайкой тугоплавким припоем) в отверстиях в шарошке 21, 23, однако в некоторых случаях могут быть использованы резцы с фрезерованными или стальными зубьями с твердосплавным упрочнением (режущие элементы 25), выступающие из шарошки и составляющие с нею единое целое, и используемый здесь термин "режущие элементы шарошки" охватывает и такие зубья. Вставки или режущие элементы могут иметь остроконечную форму, как показано на чертежах, коническую, круглую или яйцевидную, либо иную форму или комбинацию форм, в зависимости от применения. Режущие элементы 25 шарошки могут быть также выполнены из суперабразивных или сверхтвердых материалов, например поликристаллического алмаза, кубического нитрида бора и др., или покрыты такими материалами.
Кроме того, несколько запрессованных режущих элементов 31 фиксированных лопастей расположены в ряд и прикреплены к каждой из фиксированных лопастей 19 на их ведущих кромках (ведущая кромка определяется по направлению вращения долота 11). Каждый из режущих элементов 13 фиксированной лопасти включает слой поликристаллического алмаза или пластинку на ведущей, по направлению вращения, торцевой поверхности несущей подложки, при этом алмазный слой или пластинка образуют режущую поверхность, на периферии которой имеется режущая кромка, захватывающая породу.
На каждой лопасти 19 имеется по несколько дублирующих резцов 35. Дублирующие резцы 35 используются при необходимости и служат, главным образом, для защиты лопастей 19 от износа на поверхностях позади ведущей кромки каждой лопасти. Дублирующие резцы также могут влиять на устойчивость и динамические характеристики долота 11, но их влияние незначительно по сравнению с основными запрессованными режущими элементами 31 на ведущей кромке каждой лопасти 19. Поэтому в настоящей заявке дублирующие резцы 35 либо любые иные запрессованные резцы или режущие элементы, не расположенные на ведущей кромке каждой лопасти, не принимаются во внимание при решении задачи возбуждения поперечной разбалансирующей силы, противодействующей тенденции долота к обратной прецессии, как это будет подробно рассмотрено далее.
На калибрующей поверхности по наружной границе каждой лопасти 19 (фиг.1) имеется несколько износоустойчивых элементов 37. Эти элементы 37 могут представлять собой вставки из карбида вольфрама или другого твердого сплава с плоской или скругленной верхней поверхностью, закрепленные на прессовой посадке или пайкой тугоплавким припоем в отверстиях в калибрующих накладках на каждой лопасти 19. Эти элементы 37 имеют, в основном, пассивную функцию сопротивления износу лопасти 19. В некоторых применениях, может быть желательным поместить на калибрующую накладку активные режущие элементы, например сверхтвердые (поликристаллические алмазы) плоские элементы со скошенной кромкой для срезания боковой стенки пробуриваемой скважины. В других применениях, может быть полезным нанести твердосплавное упрочнение наваркой твердым сплавом, например карбидом вольфрама.
Число лап 17 долота и фиксированных лопастей 19 составляет по меньшей мере единицу, и, в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения, число фиксированных лопастей превышает число лап 17 долота (и соответствующих шарошек) по меньшей мере на единицу. Обычно, если лопастей 19 больше, чем шарошек 21, 23 (и количество каждого больше одного), распределение лопастей требует, чтобы по меньшей мере две из лопастей 19 и связанные с ними запрессованные режущие элементы 31 были распределены на одной половине или в пределах 180 градусов окружности долота. Независимо ни от чего, в соответствии с настоящим изобретением, число и распределение (по полной окружности корпуса 13 долота) фиксированных лопастей 19 (и запрессованных элементов 31) выбирается так, чтобы запрессованные режущие элементы 31 концентрировались в одной области долота. Это вызывает появление поперечной силы, нарушающей баланс долота в процессе бурения, и противостоит тенденции долота к обратной прецессии, позволяя избежать возникновения разрушительных сил, воздействующих на запрессованные режущие элементы 31, связанных с этим состоянием. Кроме того, из-за наличия шарошек существует тенденция появления эксцентричного вращения или прямой прецессии, которая противодействует тенденции к разрушительной обратной прецессии.
В частности, в соответствии с настоящим изобретением, число и распределение фиксированных лопастей 19 выбирается таким образом, чтобы по меньшей мере большая часть (более половины и, желательно, ближе к двум третям (2/3)) запрессованных режущих элементов 31 на фиксированных лопастях были сконцентрированы на одной половине или в пределах 180 градусов окружности долота 11. Кроме того, асимметрия в расположении лопастей и резцов и разбалансировка режущих усилий могут быть увеличены, если количество фиксированных лопастей 19 (и связанных с ними режущих элементов 31) больше числа шарошек 21, 23. Более того, чем больше имеется фиксированных лопастей 19, тем больше может быть число запрессованных режущих элементов 31 и их избыточность. Благодаря этому сокращается удельная нагрузка на каждый режущий элемент 31 и, тем самым, повышается надежность их работы и срок службы.
В соответствии с указанными параметрами, представленный на фиг.1 и 2 предпочтительный вариант осуществления имеет три фиксированные лопасти 19 и две (на одну меньше) лапы 17 долота и шарошки 21, 23. Две из фиксированных лопастей 19 расположены относительно близко друг к другу (примерно в пределах 70 градусов дуги) и между ними нет лапы долота или шарошки. Третья фиксированная лопасть 19 удалена примерно на 140 градусов от каждой из двух других фиксированных лопастей. Каждая фиксированная лопасть 19 включает восемь или девять запрессованных режущих элементов 31 так, что всего здесь имеется от 24 до 27 запрессованных режущих элементов 31. Соответственно, в предпочтительном варианте, показанном на фиг.1 и 2, от 16 до 19 запрессованных резцов (из общего их числа 24-27) расположены в пределах половины или 180 градусов окружности долота 11. В этом случае, дублирующие резцы 35 или любые иные резцы, не расположенные на ведущей кромке лопастей 19, в расчет не принимаются.
На фиг.3 показан еще один вариант долота 111, в соответствии с настоящим изобретением, отличающийся большой асимметрией, так как число лопастей 119 (три) превосходит число лап 117 и резцов 121 (один) на два. При этом две из трех лопастей 119 и соответствующая им большая часть (примерно 2/3) запрессованных режущих элементов 131 находится в пределах 180 градусов окружности. В этом варианте осуществления, все фиксированные лопасти 119 разнесены по углу и заключены в пределах примерно 220 градусов, причем между двумя из них нет лапы 117 и резца 121. В этом варианте, асимметрия и результирующая разбалансирующая сила создаются благодаря угловому разносу лопастей 119 и большему числу лопастей (по сравнению с резцами).
В соответствии с проиллюстрированными вариантами осуществления, по меньшей мере один из запрессованных режущих элементов 31 на по меньшей мере одной из лопастей расположен так, чтобы вырубать породу по центральной оси долота (обычно совпадает с центральной осью буровой скважины). Однако динамическая устойчивость конфигурации не определяется вырубанием центра буровой скважины запрессованным режущим элементом 31, и эта конфигурация приведена только для иллюстрации. В любом случае, благодаря гибридной конфигурации долота режущие элементы 25, 125 шарошки и режущие элементы 31, 131 фиксированной лопасти в совокупности определяют общую или конгруэнтную режущую поверхность в носовой части и на перегибе профиля долота. Режущие элементы 25, 125 шарошки размалывают и предварительно раздробляют породу в наиболее нагруженных носовой части и перегибе буровой скважины, уменьшая нагрузку на запрессованные режущие элементы.
Кроме того, асимметрия, созданная тем, что большая часть фиксированных лопастей 19, 119 и связанных с ними режущих элементов 31, 131 собраны на половине (180 градусов) или менее окружности долота, в сочетании с неодинаковым числом фиксированных лопастей 19, 119 и шарошек 21, 23, 121, создает разбалансирующую силу, которая способствует тенденции к прямой прецессии шарошек 21, 23, 121 в ее противодействии тенденции долота к обратной прецессии и связанному с ней разрушению или повреждению запрессованных режущих элементов 31, 131.
Изобретение обладает рядом преимуществ и включает асимметрию лопастей и шарошек и разбалансировку дробящих сил, что позволяет избежать синхронной вибрации и разрушительной обратной прецессии или подавить их. Большее число используемых лопастей обеспечивает дальнейшее повышение долговечности основной ПКА режущей структуры за счет большей плотности режущих элементов и избыточности их числа.
В то время как изобретение было показано или описано только некоторыми своими формами, для специалиста будет понятно, что только этим оно не ограничено и допускает различные его изменения в пределах области притязаний изобретения, определяемой следующей далее формулой и ее законными эквивалентами.
Claims (13)
1. Буровое долото с комбинацией шарошек и фиксированных лопастей, включающее: корпус долота, имеющий центральную продольную ось, определяющую центральную ось корпуса долота, конфигурация верхнего конца которого обеспечивает подсоединение к бурильной колонне; заданное число фиксированных лопастей, отходящих вниз от долота в осевом направлении; заданное число шарошек, установленных с возможностью вращения на корпусе долота; и несколько режущих элементов фиксированных лопастей, размещенных на каждой фиксированной лопасти, причем фиксированные лопасти и шарошки расположены асимметрично и заданное число фиксированных лопастей превышает заданное число шарошек по меньшей мере на единицу, и по меньшей мере один из режущих элементов фиксированной лопасти на по меньшей мере одной из фиксированных лопастей расположен так, чтобы вырубать породу по центральной оси корпуса долота.
2. Буровое долото по п.1, у которого фиксированные лопасти и шарошки распределены по всем 360 градусам окружности корпуса долота, а большая часть режущих элементов фиксированных лопастей, расположенных на ведущей, по направлению вращения, кромке каждой лопасти, заключены в пределах 180 градусов окружности корпуса долота.
3. Буровое долото по п.1, включающее несколько режущих элементов шарошек, расположенных на каждой шарошке.
4. Буровое долото по п.3, у которого режущие элементы фиксированных лопастей и режущие элементы шарошек в сочетании определяют в процессе бурения конгруэнтную режущую поверхность в носовой части и на перегибе пробуриваемой скважины.
5. Буровое долото по п.2, у которого 2/3 режущих элементов фиксированных лопастей заключены в пределах 180 градусов окружности корпуса долота.
6. Буровое долото по п.1, у которого несколько режущих элементов фиксированной лопасти размещены на ведущей, по направлению вращения, кромке каждой фиксированной лопасти.
7. Буровое долото по п.6, включающее несколько режущих элементов шарошек, расположенных на каждой шарошке.
8. Буровое долото по п.6, у которого по меньшей мере две из нескольких фиксированных лопастей граничат друг с другом без находящейся между ними шарошки.
9. Буровое долото по п.6, у которого режущие элементы фиксированных лопастей и режущие элементы шарошек в сочетании определяют в процессе бурения конгруэнтную режущую поверхность в носовой части и на перегибе пробуриваемой скважины.
10. Буровое долото по п.1, включающее несколько режущих элементов шарошек, размещенных на каждой шарошке, при этом несколько режущих элементов фиксированных лопастей размещены на ведущей, по направлению вращения, кромке каждой фиксированной лопасти.
11. Буровое долото по п.10, у которого по меньшей мере две из нескольких фиксированных лопастей граничат друг с другом без находящейся между ними шарошки.
12. Буровое долото по п.1, у которого фиксированные лопасти и шарошки распределены по всем 360 градусам окружности корпуса долота, а две из фиксированных лопастей граничат друг с другом без находящейся между ними шарошки.
13. Буровое долото по п.12, у которого режущие элементы фиксированных лопастей и режущие элементы шарошек в сочетании определяют в процессе бурения конгруэнтную режущую поверхность.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/179,915 US7819208B2 (en) | 2008-07-25 | 2008-07-25 | Dynamically stable hybrid drill bit |
| US12/179,915 | 2008-07-25 | ||
| PCT/US2009/050672 WO2010011542A2 (en) | 2008-07-25 | 2009-07-15 | Dynamically stable hybrid drill bit |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011106759A RU2011106759A (ru) | 2012-08-27 |
| RU2536914C2 true RU2536914C2 (ru) | 2014-12-27 |
Family
ID=41567632
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011106759/03A RU2536914C2 (ru) | 2008-07-25 | 2009-07-15 | Динамически устойчивое гибридное буровое долото |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7819208B2 (ru) |
| EP (1) | EP2318637B1 (ru) |
| BR (1) | BRPI0916810B1 (ru) |
| CA (1) | CA2730944C (ru) |
| MX (1) | MX2011000984A (ru) |
| PL (1) | PL2318637T3 (ru) |
| RU (1) | RU2536914C2 (ru) |
| WO (1) | WO2010011542A2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2769361C2 (ru) * | 2017-05-31 | 2022-03-30 | Смит Интернэшнл, Инк. | Режущий инструмент с предварительно сформированными сегментами с твердосплавной наплавкой |
Families Citing this family (27)
| 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 |
| CA2773897A1 (en) | 2009-09-16 | 2011-03-24 | Baker Hughes Incorporated | External, divorced pdc bearing assemblies for hybrid drill bits |
| US8191635B2 (en) | 2009-10-06 | 2012-06-05 | 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 |
| CN105507817B (zh) * | 2010-06-29 | 2018-05-22 | 贝克休斯公司 | 具有防钻头循旧槽结构的混合式钻头 |
| CN101892810B (zh) | 2010-07-16 | 2012-07-25 | 西南石油大学 | 一种以切削方式破岩的复合式钻头 |
| US8978786B2 (en) | 2010-11-04 | 2015-03-17 | Baker Hughes Incorporated | System and method for adjusting roller cone profile on hybrid bit |
| BR112013020524B1 (pt) | 2011-02-11 | 2020-09-29 | Baker Hughes Incorporated | Broca de perfuração de sondagem de terra híbrida e método de montagem de uma broca de perfuração de sondagem de terra híbrida |
| US9782857B2 (en) | 2011-02-11 | 2017-10-10 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid drill bit having increased service life |
| EP2675981B1 (en) | 2011-03-01 | 2017-07-12 | Smith International, Inc. | High performance wellbore departure and drilling system |
| WO2012142543A2 (en) | 2011-04-15 | 2012-10-18 | Smith International, Inc. | System and method for coupling an impregnated drill bit to a whipstock |
| EP3159475B1 (en) | 2011-11-15 | 2019-03-27 | Baker Hughes, a GE company, LLC | Hybrid drill bits having increased drilling efficiency |
| US9080390B2 (en) | 2012-01-12 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Turbine driven reaming bit with profile limiting torque fluctuation |
| US8978787B2 (en) | 2012-01-12 | 2015-03-17 | Baker Hughes Incorporated | Turbine driven reaming bit with blades and cutting structure extending into concave nose |
| US8973685B2 (en) | 2012-01-12 | 2015-03-10 | Baker Hughes Incorporated | Turbine driven reaming bit with stability and cutting efficiency features |
| US8881848B2 (en) | 2012-05-07 | 2014-11-11 | Ulterra Drilling Technologies, L.P. | Fixed cutter drill bit with rotating cutter disc |
| BR112016027337A8 (pt) | 2014-05-23 | 2021-05-04 | Baker Hughes Inc | broca híbrida com montagem de cortador mecanicamente fixada |
| US11428050B2 (en) | 2014-10-20 | 2022-08-30 | Baker Hughes Holdings Llc | Reverse circulation hybrid bit |
| WO2017014730A1 (en) | 2015-07-17 | 2017-01-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid drill bit with 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 |
| US10280691B2 (en) | 2017-05-30 | 2019-05-07 | Klear Drilling Technologies Lp | Earth-boring bit |
| US10508500B2 (en) * | 2017-08-30 | 2019-12-17 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Earth boring tools having fixed blades and rotatable cutting structures and related methods |
| US10801266B2 (en) | 2018-05-18 | 2020-10-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Earth-boring tools having fixed blades and rotatable cutting structures and related methods |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2152628A (en) * | 1937-07-23 | 1939-04-04 | Gauthey | Well bit |
| SU876947A1 (ru) * | 1978-06-01 | 1981-10-30 | Кузбасский Политехнический Институт | Комбинированное шарошечно-лопастное долото |
| SU956733A1 (ru) * | 1981-02-03 | 1982-09-07 | Иркутский Ордена Трудового Красного Знамени Политехнический Институт | Шарошечно-лопастное долото |
| GB2183694A (en) * | 1985-11-23 | 1987-06-10 | Nl Petroleum Prod | Improvements in or relating to rotary drill bits |
Family Cites Families (156)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US930759A (en) | 1908-11-20 | 1909-08-10 | Howard R Hughes | Drill. |
| 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 |
| US2198849A (en) | 1938-06-09 | 1940-04-30 | Reuben L Waxler | Drill |
| US2297157A (en) | 1940-11-16 | 1942-09-29 | Mcclinton John | Drill |
| US2719026A (en) | 1952-04-28 | 1955-09-27 | Reed Roller Bit Co | Earth boring drill |
| US3010708A (en) | 1960-04-11 | 1961-11-28 | Goodman Mfg Co | Rotary mining head and core breaker therefor |
| US3055443A (en) | 1960-05-31 | 1962-09-25 | Jersey Prod Res Co | Drill bit |
| US3174564A (en) | 1963-06-10 | 1965-03-23 | Hughes Tool Co | Combination core bit |
| US3269469A (en) | 1964-01-10 | 1966-08-30 | Hughes Tool Co | Solid head rotary-percussion bit with rolling cutters |
| US3424258A (en) | 1966-11-16 | 1969-01-28 | Japan Petroleum Dev Corp | Rotary bit for use in rotary drilling |
| 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 |
| US4343371A (en) | 1980-04-28 | 1982-08-10 | Smith International, Inc. | Hybrid rock 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 |
| US4410284A (en) | 1982-04-22 | 1983-10-18 | Smith International, Inc. | Composite floating element thrust bearing |
| US4444281A (en) | 1983-03-30 | 1984-04-24 | Reed Rock Bit Company | Combination drag and roller cutter drill bit |
| AU3740985A (en) | 1983-11-18 | 1985-06-03 | Rock Bit Industries U.S.A., Inc. | Hybrid rock bit |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| US4664705A (en) | 1985-07-30 | 1987-05-12 | Sii Megadiamond, Inc. | Infiltrated thermally stable polycrystalline diamond |
| US4690228A (en) | 1986-03-14 | 1987-09-01 | Eastman Christensen Company | Changeover bit for extended life, varied formations and steady wear |
| US5116568A (en) | 1986-10-20 | 1992-05-26 | Norton Company | Method for low pressure bonding of PCD bodies |
| US4943488A (en) | 1986-10-20 | 1990-07-24 | Norton Company | Low pressure bonding of PCD bodies and method for drill bits and the like |
| US5030276A (en) | 1986-10-20 | 1991-07-09 | Norton Company | Low pressure bonding of PCD bodies and method |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| US5606895A (en) | 1994-08-08 | 1997-03-04 | Dresser Industries, Inc. | Method for manufacture and rebuild a rotary drill bit |
| US5439068B1 (en) | 1994-08-08 | 1997-01-14 | Dresser Ind | Modular 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 |
| US5992542A (en) | 1996-03-01 | 1999-11-30 | Rives; Allen Kent | 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 |
| US5904212A (en) | 1996-11-12 | 1999-05-18 | Dresser Industries, Inc. | Gauge face inlay for bit hardfacing |
| BE1010801A3 (fr) | 1996-12-16 | 1999-02-02 | Dresser Ind | Outil de forage et/ou de carottage. |
| BE1010802A3 (fr) | 1996-12-16 | 1999-02-02 | Dresser Ind | Tete de forage. |
| 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 |
| 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 |
| WO1999037879A1 (en) | 1998-01-26 | 1999-07-29 | Dresser Industries, Inc. | Rotary cone drill bit with enhanced journal bushing |
| EP1051561B1 (en) | 1998-01-26 | 2003-08-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotary cone drill bit with enhanced thrust bearing flange |
| 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 |
| 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 |
| US6401844B1 (en) | 1998-12-03 | 2002-06-11 | Baker Hughes Incorporated | Cutter with complex superabrasive geometry and drill bits so equipped |
| 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. |
| US6527066B1 (en) | 1999-05-14 | 2003-03-04 | 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 |
| ZA200005048B (en) | 1999-09-24 | 2002-02-14 | Varel International Inc | Improved rotary cone bit for cutting removal. |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| US7137460B2 (en) | 2001-02-13 | 2006-11-21 | Smith International, Inc. | Back reaming tool |
| CA2371740C (en) | 2001-02-13 | 2006-04-18 | Smith International, Inc. | Back reaming tool |
| 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 |
| US6883623B2 (en) | 2002-10-09 | 2005-04-26 | Baker Hughes Incorporated | Earth boring apparatus and method offering improved gage trimmer protection |
| 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 |
| 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 |
| US7360612B2 (en) | 2004-08-16 | 2008-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Roller cone drill bits with optimized bearing structures |
| US7647993B2 (en) | 2004-05-06 | 2010-01-19 | Smith International, Inc. | Thermally stable diamond bonded materials and compacts |
| 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 |
| CA2535387C (en) | 2005-02-08 | 2013-05-07 | 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 |
| US7377341B2 (en) | 2005-05-26 | 2008-05-27 | Smith International, Inc. | Thermally stable ultra-hard material compact construction |
| US7493973B2 (en) | 2005-05-26 | 2009-02-24 | Smith International, Inc. | Polycrystalline diamond materials having improved abrasion resistance, thermal stability and impact resistance |
| US20060278442A1 (en) | 2005-06-13 | 2006-12-14 | Kristensen Henry L | Drill 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 |
| 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 |
| 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 |
| US8678111B2 (en) | 2007-11-16 | 2014-03-25 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid drill bit and design method |
| US7938204B2 (en) | 2007-12-21 | 2011-05-10 | Baker Hughes Incorporated | Reamer with improved hydraulics for use in a wellbore |
| 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 |
-
2008
- 2008-07-25 US US12/179,915 patent/US7819208B2/en active Active
-
2009
- 2009-07-15 RU RU2011106759/03A patent/RU2536914C2/ru active
- 2009-07-15 EP EP09800812.1A patent/EP2318637B1/en active Active
- 2009-07-15 MX MX2011000984A patent/MX2011000984A/es active IP Right Grant
- 2009-07-15 CA CA2730944A patent/CA2730944C/en active Active
- 2009-07-15 BR BRPI0916810-9A patent/BRPI0916810B1/pt active IP Right Grant
- 2009-07-15 PL PL09800812T patent/PL2318637T3/pl unknown
- 2009-07-15 WO PCT/US2009/050672 patent/WO2010011542A2/en active Application Filing
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2152628A (en) * | 1937-07-23 | 1939-04-04 | Gauthey | Well bit |
| SU876947A1 (ru) * | 1978-06-01 | 1981-10-30 | Кузбасский Политехнический Институт | Комбинированное шарошечно-лопастное долото |
| SU956733A1 (ru) * | 1981-02-03 | 1982-09-07 | Иркутский Ордена Трудового Красного Знамени Политехнический Институт | Шарошечно-лопастное долото |
| GB2183694A (en) * | 1985-11-23 | 1987-06-10 | Nl Petroleum Prod | Improvements in or relating to rotary drill bits |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2769361C2 (ru) * | 2017-05-31 | 2022-03-30 | Смит Интернэшнл, Инк. | Режущий инструмент с предварительно сформированными сегментами с твердосплавной наплавкой |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2318637A4 (en) | 2013-03-27 |
| US20100018777A1 (en) | 2010-01-28 |
| MX2011000984A (es) | 2011-03-02 |
| WO2010011542A2 (en) | 2010-01-28 |
| BRPI0916810B1 (pt) | 2021-02-17 |
| WO2010011542A4 (en) | 2010-10-07 |
| CA2730944A1 (en) | 2010-01-28 |
| RU2011106759A (ru) | 2012-08-27 |
| BRPI0916810A2 (pt) | 2020-08-11 |
| EP2318637A2 (en) | 2011-05-11 |
| US7819208B2 (en) | 2010-10-26 |
| CA2730944C (en) | 2013-09-10 |
| EP2318637B1 (en) | 2014-07-02 |
| WO2010011542A3 (en) | 2010-04-29 |
| PL2318637T3 (pl) | 2014-12-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2536914C2 (ru) | Динамически устойчивое гибридное буровое долото | |
| RU2564320C2 (ru) | Гибридное буровое долото | |
| US10871036B2 (en) | Hybrid drill bit and design method | |
| US9574405B2 (en) | Hybrid disc bit with optimized PDC cutter placement | |
| US8881848B2 (en) | Fixed cutter drill bit with rotating cutter disc | |
| RU2532026C2 (ru) | Суперабразивные резцы с пазами на режущей поверхности и снабженные ими буровые долота и инструмент | |
| US7628233B1 (en) | Carbide bolster | |
| US20150047913A1 (en) | Cutters for fixed cutter bits | |
| US7549488B2 (en) | Two-cone drill bit with enhanced stability | |
| US20100025119A1 (en) | Hybrid drill bit and method of using tsp or mosaic cutters on a hybrid bit | |
| US7066286B2 (en) | Gage surface scraper | |
| US10494875B2 (en) | Impregnated drill bit including a planar blade profile along drill bit face | |
| EP2222932B1 (en) | Hybrid drill bit and design method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20160801 |