RU2541668C2 - Использование адаптивного управления в гибридных пка/шарошечных буровых долотах - Google Patents
Использование адаптивного управления в гибридных пка/шарошечных буровых долотах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2541668C2 RU2541668C2 RU2011147983/03A RU2011147983A RU2541668C2 RU 2541668 C2 RU2541668 C2 RU 2541668C2 RU 2011147983/03 A RU2011147983/03 A RU 2011147983/03A RU 2011147983 A RU2011147983 A RU 2011147983A RU 2541668 C2 RU2541668 C2 RU 2541668C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- group
- bit
- cutters
- longitudinal axis
- data
- Prior art date
Links
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 35
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 title 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 10
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 239000010432 diamond Substances 0.000 claims abstract description 7
- 210000004283 incisor Anatomy 0.000 claims description 10
- 230000008707 rearrangement Effects 0.000 claims description 3
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims 4
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- 230000006870 function Effects 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 2
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000009885 systemic effect Effects 0.000 description 1
- 210000002105 tongue Anatomy 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/08—Roller bits
-
- 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
-
- 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
- E21B10/20—Roller bits characterised by detachable or adjustable parts, e.g. legs or axles
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/46—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts
- E21B10/54—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts the bit being of the rotary drag type, e.g. fork-type bits
-
- 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
- E21B10/62—Drill bits characterised by parts, e.g. cutting elements, which are detachable or adjustable
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
- Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к буровым долотам, устройствам для бурения подземных пород и способам бурения буровой скважины в подземной породе. Технический результат заключается в повышении эффективности бурения при минимальном износе долота, в улучшении управляемости долота и компоновки низа бурильной колонны при меняющихся типах породы. Буровое долото включает: корпус долота, продольная ось которого проходит вдоль направления движения долота; первую группу резцов, закрепленных на корпусе; вторую группу резцов, закрепленных на корпусе с возможностью вращения, при этом взаимное расположение вдоль продольной оси между первой группой резцов и второй группой резцов может регулироваться; датчик, обеспечивающий данные о типе породы; и процессор для управления, на основе этих данных, взаимным расположением резцов вдоль продольной оси. При осуществлении способа бурения буровой скважины получают данные о типе породы, прилегающей к буровому долоту, от датчика, расположенного внутри скважины, и на основании полученных данных активизируют привод для регулировки взаимного расположения вдоль продольной оси резца из поликристаллического алмаза и шарошечного резца. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 6 ил.
Description
Область техники
В общем раскрытое и описанное здесь изобретение относится к области долот для бурения подземных пород и, в частности, к гибридным ПКА (с поликристаллическими алмазными вставками)/шарошечным буровым долотам.
Уровень техники
В US 4343371 раскрыто "гибридное долото для твердых пород... в котором две расположенные против друг друга лапы лопастного долота с удлиненными наконечниками помещены рядом с двумя расположенными друг против друга шарошками на основе карбида вольфрама. В поверхность удлиненного наконечника, ближайшей к дну скважины, вмонтированы несколько алмазных вставок. Алмазные вставки расположены так, чтобы удалять гребни между рядами канавок на дне скважины, прорезанных вставками в шарошках".
В US 7398837 раскрыто "устройство бурового долота, часть корпуса которого непосредственно примыкает к хвостовику и рабочей части. В рабочей части имеется по меньшей мере один режущий элемент. В некоторых вариантах осуществления устройство бурового долота включает вал, конец которого в целом коаксиален с центральной осью устройства. Конец вала выступает из рабочей части, и по меньшей мере один скважинный прибор помещен внутри вала или связан с ним".
В US 7350568 раскрыт "способ проведения каротажа скважины. При осуществлении способа получают энергию посредством по меньшей мере одной решетки элементов, связанных с буровым долотом, причем по меньшей мере одна решетка элементов работает как электронная решетка. Устройство для каротажа скважины включает буровое долото и по меньшей мере одну решетку элементов, связанных с буровым долотом, причем по меньшей мере одна решетка элементов работает как электронная решетка".
Предложенные изобретения направлены на создание усовершенствованного гибридного ПКА/шарошечного бурового долота для бурения подземных пород.
Раскрытие изобретения
Настоящее изобретение включает долото для бурения подземных пород, содержащее корпус долота, продольная ось которого направлена вдоль линии движения долога, первую группу резцов, закрепленных на корпусе, и вторую группу резцов, закрепленных на корпусе с возможностью вращения, причем взаимное расположение вдоль продольной оси первой группы резцов и второй группы резцов может регулироваться. Первая и(или) вторая группа резцов может закрепляться на корпусе таким образом, чтобы обеспечить их перемещение параллельно продольной оси. Взаимное расположение вдоль продольной оси первой группы резцов и второй группы резцов может регулироваться таким образом, чтобы обеспечить их взаимную перестановку между основным положением резания и вторичным положением резания. Долото может включать датчик для получения данных о типе извлекаемой долотом породы, и процессор для управления, на основе этих данных, взаимным расположением вдоль продольной оси.
Краткое описание чертежей
Ниже изобретение более подробно рассмотрено со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:
на фиг.1 представлен первый вид сбоку частного варианта осуществления бурового долота, в котором используются некоторые особенности настоящих изобретений;
на фиг.2 представлен второй вид сбоку частного варианта осуществления бурового долота, в котором используются некоторые особенности настоящих изобретений;
на фиг.3 представлен третий вид сбоку частного варианта осуществления бурового долота, в котором используются некоторые особенности настоящих изобретений;
на фиг.4 представлен четвертый вид сбоку частного варианта осуществления бурового долота, в котором используются некоторые особенности настоящих изобретений;
на фиг.5 представлен фрагмент первой упрощенной структурной схемы частного варианта осуществления бурового долота, в котором используются некоторые особенности настоящих изобретений;
на фиг.6 представлен фрагмент второй упрощенной структурной схемы частного варианта осуществления бурового долота, в котором используются некоторые 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.
Конкретные варианты осуществления изобретения могут быть описаны ниже со ссылкой на структурные схемы и(или) функциональные иллюстрации способов. Следует понимать, что каждый узел структурных схем и(или) функциональных иллюстраций и комбинации узлов в структурных схемах и(или) функциональных иллюстрациях могут быть реализованы аналоговыми и(или) цифровыми устройствами, и(или) компьютерными программами. Такие компьютерные программы могут быть использованы с процессором компьютера общего применения, специализированным компьютером, специализированной интегральной схемой и(или) иной программируемой системой обработки данных. Исполняемые программы могут формировать структуры и функции для выполнения действий, определенных в структурных схемах и(или) функциональных иллюстрациях. В некоторых альтернативных вариантах осуществления функции/операции/конструкции, изображенные на чертежах, могут происходить в порядке, отличающемся от показанного в структурных схемах и(или) функциональных иллюстрациях. Например две операции, показанные происходящими последовательно, фактически могут выполняться одновременно либо операции могут выполняться в обратном порядке, в зависимости от задействованных функций/действий/конструкций.
Компьютерные программы, предназначенные для использования с раскрытыми здесь вариантами осуществления, или этими вариантами могут быть написаны объектно-ориентированным языком программирования, обычным языком процедурного программирования либо кодом низкого уровня, например, на языке ассемблера и(или) в коде микрокоманд. Программа может быть исполнена целиком на одном процессоре и(или) несколькими процессорами, как отдельный пакет прикладных программ либо как часть другого пакета прикладных программ.
Предлагается буровое долото для бурения подземных пород, содержащее корпус долота, продольная ось которого направлена вдоль линии движения долота, первую группу резцов, закрепленных на корпусе, и вторую группу резцов, закрепленных на корпусе с возможностью вращения, причем взаимное продольное осевое расположение первой группы резцов и второй группы резцов может регулироваться. Первая и(или) вторая группа резцов может закрепляться на корпусе таким образом, чтобы обеспечить их перемещение преимущественно параллельно продольной оси. Взаимное расположение вдоль продольной оси первой группы резцов и второй группы резцов может регулироваться таким образом, чтобы обеспечить их взаимную перестановку между основным положением резания и вторичным положением резания. Долото может включать один или более датчиков для получения данных о типе извлекаемой долотом породы, и процессор для управления взаимным расположением вдоль продольной оси на основе этих данных.
На фиг.1 изображено гибридное долото 11, включающее как шарошки, так и фиксированные резцы со вставками из поликристаллического алмаза (ПКА), установленными на сдвоенных режущих структурах, аналогичных показанным в US 4343371 и патентной заявке US 20080296068, которые включены в настоящее раскрытие посредством ссылки. Более конкретно, также с учетом фиг.2, долото 11 включает корпус 13 долота, имеющий продольную ось 15, определяющую осевой центр корпуса 13 долота. От корпуса 13 долота в направлении продольной оси отходят несущие рычаги 17 шарошек. Корпус 13 долота также имеет несколько лопастей 19, отходящих в направлении продольной оси. Число как рычагов 17, так и лопастей 19 составляет по меньшей мере по одному, хотя может быть и более двух.
Шарошки 21 устанавливаются на соответствующие рычаги 17. На шарошках 21 установлены несколько режущих вставок или резцов 25 шарошки. Таким путем резцы 25 шарошки устанавливаются, с возможностью вращения, на корпусе 13 долота. Кроме того, несколько фиксированных режущих элементов 31, например ПКА резцов, устанавливаются на лопастях 19. Примерами режущих элементов 25 шарошки и фиксированных режущих элементов 31 могут служить вставки из карбида вольфрама, резцы, выполненные из сверхтвердого материала, например, поликристаллического алмаза, и другие, известные специалистам.
На фиг.1 и 2 как режущие элементы 25 шарошки, так и фиксированные режущие элементы 31, показаны в нейтральном положении относительно продольной оси 15. В этом положении режущие элементы 25 шарошки и фиксированные режущие элементы 31 перекрываются и дополняют друг друга.
Известно, что для бурения некоторых пород режущие элементы 25 шарошки подходят лучше фиксированных режущих элементов, или наоборот. Например, режущие элементы 25 шарошки зачастую лучше приспособлены для плотных скальных пород, в то время как фиксированные режущие элементы 31 могут быть лучше приспособлены для более мягких или более однородных пород. Поэтому целесообразно подбирать тип бурового долота для конкретной породы, которую предполагается бурить долотом 11. Ситуация осложняется тем, что в процессе бурения долотом 11 одной и той же скважины или ствола скважины могут встретиться породы разных типов.
Поэтому буровое долото 11 в соответствии с настоящим изобретением в предпочтительном варианте является регулируемым так, что либо режущие элементы 25 шарошки, либо фиксированные режущие элементы 31 могут быть основными, при этом другие резцы будут вторичными. Другими словами, в предпочтительном варианте предложенное в изобретении буровое долото 11 является настраиваемым так, что либо режущие элементы 25 шарошки могут располагаться в основном положении резания, при этом фиксированные режущие элементы 31 располагаются во вторичном положении резания, либо наоборот. Обеспечиваемая настоящим изобретением возможность выполнять взаимную перестановку режущих элементов 25 шарошки и фиксированных режущих элементов 31 между основным положением резания и вторичным положением резания позволяет проводить бурение или извлечение породы с наибольшей возможной эффективностью при минимальном износе долота 11. Эта способность выбирать, какие режущие элементы, 25 или 31, являются основными, а какие вторичными, также может улучшить управляемость долота 11 и компоновки низа бурильной колонны (КНБК) при меняющемся характере породы.
В одном варианте осуществления такая возможность настройки достигается закреплением режущих элементов 25 шарошки и(или) фиксированных элементов 31 на корпусе 13 долота таким образом, чтобы обеспечить их перемещение или сдвиг преимущественно параллельно продольной оси 15 долота 11. В другом варианте осуществления возможность настройки достигается закреплением рычагов 17 и(или) лопастей 19 на корпусе 13 долота так, чтобы обеспечить их перемещение преимущественно параллельно продольной оси 15 долота 11. В одном варианте осуществления перемещение представляет собой линейный сдвиг или скольжение рычагов 17 и(или) лопастей 19 вдоль корпуса 13 долота, например, используя систему направляющих, рельсов, шпунтов или желобов. Конечно, могут быть использованы и другие виды перемещения, которые могут включать не только простое смещение вдоль продольной оси 15 долота 11. Например крепление рычагов 17 и(или) лопастей 19 к корпусу 13 долота может быть спиральным или винтовым так, что перемещение представляет собой движение по спирали вокруг корпуса 13 долота 11. В других вариантах осуществления это движение может быть еще более сложным. Например, соединяющиеся поверхности корпуса 13 и рычагов 17 и(или) лопастей 19 могут быть шпунтованными или зубчатыми для их взаимной блокировки, предотвращающей скольжение рычагов 17 и(или) лопастей 19 относительно корпуса 13, благодаря чему рычаги 17 и(или) лопасти 19 отодвигаются от корпуса 13, смещаются или скользят вдоль оси 15, после чего придвигаются обратно к корпусу 13. В любом случае взаимное пространственное положение вдоль продольной оси режущих элементов 25 шарошки и фиксированных режущих элементов 31 может быть изменено так, что режущие элементы 25 шарошки устанавливаются в основное положение резания, а фиксированные режущие элементы 31 устанавливаются во вторичное положение резания либо наоборот.
Таким образом, буровое долото 11, предложенное в настоящем изобретении, может быть приспособлено к типу извлекаемой породы. Следует иметь в виду, что основному положению резания соответствует несколько большее погружение в ствол скважины, чем вторичному положению резания. Эта настройка, или относительное положение (перемещение), может быть изменена, в зависимости от многих факторов, например конструкции долота или КНБК, или варианта применения и(или) породы. В одном варианте осуществления различие между основным положением резания и вторичным положением резания может составлять примерно одну восьмую дюйма. В других вариантах осуществления это различие, смещение или сдвиг могут составлять между одной и двумя сотыми частями дюйма. В других вариантах осуществления это различие, смещение или сдвиг могут составлять от трех тысячных дюйма до одной четвертой дюйма. Наконец, в некоторых вариантах осуществления в долоте 11 может быть обеспечено относительное смещение более одной восьмой дюйма.
Например, как показано на фиг.3, рычаги 17 могут быть выдвинуты так, что режущие элементы 25 шарошки выступают за пределы, или глубже, глубины 51 резания фиксированных режущих элементов 31, закрепленных на лопастях 19. В показанной на фиг.3 конфигурации режущие элементы 25 шарошки установлены в основное положение резания, при этом фиксированные режущие элементы 25 находятся во вторичном положении резания. В другом варианте, показанном на фиг.4, рычаги 17 могут быть отодвинуты назад так, что режущие элементы 25 шарошки не выступают, или расположены на меньшей глубине, по сравнению с глубиной 51 резания фиксированных режущих элементов 31, установленных на лопастях 19. В показанной на фиг.4 конфигурации фиксированные режущие элементы 31 находятся в основном положении резания, а режущие элементы 25 находятся во вторичном положении резания.
Такая настройка может осуществляться вручную или автоматически на поверхности либо при нахождении долота 11 в стволе скважины. Эта настройка может быть выполнена в ходе буровых работ во время паузы в бурении.
Например, долото 11 может быть поднято из… В частности, как показано на фиг.5 и фиг.6, в некоторых вариантах осуществления один или более датчиков 61 обеспечивают получение данных о типе породы, извлекаемой долотом 11, а процессор 65, на основе этих данных, управляет взаимным осевым продольным расположением режущих элементов 25 шарошки, фиксированных режущих элементов 31 и(или) корпуса 13 долота. Например, как показано на фиг.5, датчики 61 могут определить относительно мягкую породу и выдать данные о типе породы в процессор 65. Процессор 65 может принять решение переместить фиксированные режущие элементы 31 в основное положение резания и(или) поместить режущие элементы 25 шарошки во вторичное положение резания. Для этого, в некоторых вариантах осуществления, процессор 65 активизирует один или более приводов 67, которые оттянут рычаги 17, тем самым помещая режущие элементы 25 шарошки во вторичное положение резания, а фиксированные режущие элементы 31 в основное положение резания.
В альтернативном варианте, показанном на фиг.6, датчики могут определить относительно твердую породу и выдать данные о типе породы в процессор 65. Процессор 65 может принять решение переместить режущие элементы 25 шарошки в основное положение резания и(или) поместить фиксированные режущие элементы 31 во вторичное положение резания. Для этого, в некоторых вариантах осуществления, процессор 65 активизирует приводы 67, которые выдвинут рычаги 17, тем самым помещая режущие элементы 25 шарошки в основное положение резания, а фиксированные режущие элементы 31 во вторичное положение резания.
Таким образом, в предложенном в настоящем изобретении долоте 11 можно менять положение фиксированных режущих элементов 31 и режущих элементов 25 шарошки между основным положением резания и вторичным положением резания. Другими словами, таким путем может выполняться регулировка взаимного расположения вдоль продольной оси первой группы резцов и второй группы резцов. Такая взаимная перестановка или регулировка может выполняться многократно в ходе бурения одного ствола скважины. Кроме того, эта перестановка или регулировка может выполняться автоматически, с участием или без участия оператора или внешних систем. Поэтому датчик 61, процессор 65 и(или) приводы 67 могут быть встроены или составлять единое целое с долотом 11. В альтернативном варианте датчик 61, процессор 65 и(или) приводы 67 могут не входить в состав долота 11. Например, датчики 61 и(или) процессор 65 могут быть размещены в корпусе 13 долота, в хвостовике долота 11, в переходнике за долотом 11 или над ним либо могут быть частью инструмента для выполнения измерений или каротажа в процессе бурения, либо расположенного вблизи долота прибора каротажа сопротивлений. В одном варианте осуществления датчики 61 располагаются как можно ближе к режущим элементам 25, 31 или торцевой поверхности долота с тем, чтобы как можно быстрее предоставить данные о смене типа породы. Однако и датчики 61, находящиеся в хвостовике долота и(или) где-либо еще в КНБК, могут предоставить информацию о типе породы достаточно быстро для выполнения эффективной работы, при этом обеспечивая и защиту датчиков 61.
Датчик(-и) 61 могут представлять собой детекторы гамма-излучения, датчики сопротивлений, акустические датчики либо любые иные скважинные датчики, действующие в реальном времени, используемые для распознавания изменений типа породы и(или) типа пробуриваемой породы. Информация о типе породы, данные определения типа породы и(или) индикация относительного расположения фиксированных режущих элементов 31 и режущих элементов 25 шарошки могут передаваться на поверхность. Оператор на поверхности может ознакомиться с этими данными и определить необходимость изменения расположения и направить команду процессору 65 и(или) непосредственно активизировать приводы 67. Приводы 67 могут быть гидравлическими, электрическими и(или) электромеханическими. Например, привод(-ы) 67 может содержать небольшой скважинный двигатель для сжатия или освобождения одного или более подпружиненных гидравлических поршней.
Другие варианты осуществления, использующие одну или более особенностей описанных выше изобретений, могут быть предложены без отступления от существа изобретения Заявителя. Например, в то время как несущий рычаг 17 шарошки был показан перемещаемым относительно продольной оси 15 корпуса 11 долота, в других вариантах осуществления относительно продольной оси 15 корпуса 11 долота могут перемещаться лопасти 19. Другими словами, несущий рычаг 17 шарошки и(или) лопасти 19 могут сдвигаться относительно продольной оси 15 корпуса 11 долота. Таким образом, режущие элементы 25 шарошки и(или) фиксированные режущие элементы 31 могут сдвигаться относительно друг друга и(или) продольной оси 15 корпуса 11 долота. В некоторых вариантах осуществления только часть одной или более лопасти(-ей) 19, или выбранной группы резцов 25, 31, могут быть сдвинуты для осуществления смены положений между основной и вторичной режущими структурами. Долото 11 может также включать один или более стопорных выступов, или аналогичных структур, для предотвращения смещения рычагов 17 и(или) лопастей 19 относительно корпуса 13. В этом случае долото 11 может включать дополнительные приводы 67 для введения в зацепление (расцепления) выступов после (перед) смещением рычагов 17 и(или) лопастей 19. В некоторых вариантах осуществления режущие элементы 25 шарошки и(или) фиксированные режущие элементы 31 могут быть установлены в нейтральное положение, например, как показано на фиг.1 и фиг.2, либо в основное и вторичное положения, как показано на фиг.3 и фиг.4.
Кроме того, вместо того, чтобы помещаться внутри корпуса 13 долота, как это было показано, датчик 61 и(или) процессор 65 могут быть расположены в другом месте в компоновке низа бурильной колонны, в бурильной колонне и(или) на поверхности. Кроме того, для получения различных вариантов раскрытых способов и вариантов осуществления могут использоваться различные способы и варианты осуществления гибридного бурового долота 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. Аналогично, элементы были описаны функционально и могут быть реализованы как отдельные компоненты либо могут быть объединены в компоненты, имеющие несколько функций.
Группа изобретений была описана 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 для бурения подземных пород, включающее: корпус долота, продольная ось которого проходит вдоль направления движения долота; первую группу резцов, закрепленных на корпусе; вторую группу резцов, закрепленных на корпусе с возможностью вращения, при этом взаимное расположение вдоль продольной оси между первой группой резцов и второй группой резцов может регулироваться; датчик, обеспечивающий данные о типе извлекаемой долотом породы; и процессор для управления, на основе этих данных, взаимным расположением резцов вдоль продольной оси.
2. Долото по п.1, в котором первая группа резцов прикреплена к корпусу так, чтобы обеспечить их перемещение вдоль продольной оси.
3. Долото по п.1, в котором вторая группа резцов прикреплена к корпусу так, чтобы обеспечить их перемещение вдоль продольной оси.
4. Долото по п.1, в котором взаимное расположение вдоль продольной оси первой группы резцов и второй группы резцов можно регулировать таким образом, чтобы обеспечить их взаимную перестановку между основным положением резания и вторичным положением резания.
5. Долото по п.1, в котором процессор способен на основании упомянутых данных побуждать первую группу резцов сдвигаться параллельно продольной оси.
6. Долото по п.1, в котором процессор способен на основании упомянутых данных побуждать вторую группу резцов сдвигаться параллельно продольной оси.
7. Долото по п.1, в котором процессор способен на основании упомянутых данных регулировать взаимное расположение вдоль продольной оси для взаимной перестановки первой группы резцов и второй группы резцов между основным положением резания и вторичным положением резания.
8. Устройство для бурения подземных пород буровым долотом, содержащее: корпус долота, продольная ось которого проходит вдоль направления движения долота; первую группу резцов, закрепленных на корпусе; вторую группу резцов, закрепленных на корпусе с возможностью вращения; датчик, обеспечивающий данные о типе породы, прилегающей к корпусу; и процессор, способный на основании упомянутых данных управлять взаимным расположением вдоль продольной оси первой группы резцов и второй группы резцов.
9. Устройство по п.8, в котором процессор способен на основании упомянутых данных активизировать несколько приводов для смещения первой группы резцов параллельно продольной оси.
10. Устройство по п.8, в котором процессор способен на основании упомянутых данных активизировать несколько приводов для смещения второй группы резцов параллельно продольной оси.
11. Устройство по п.8, в котором процессор способен на основании упомянутых данных активизировать несколько приводов для регулировки взаимного расположения вдоль продольной оси для взаимной перестановки первой группы резцов и второй группы резцов между основным положением резания и вторичным положением резания.
12. Способ бурения буровой скважины в подземной породе, при осуществлении которого: получают данные о типе породы, прилегающей к буровому долоту, от датчика, расположенного внутри скважины; и активизируют привод для регулировки, на основании полученных данных, взаимного расположения вдоль продольной оси резца из поликристаллического алмаза (ПКА) и шарошечного резца.
13. Способ по п.12, в котором при упомянутой активизации переставляют несколько ПКА резцов и несколько шарошечных резцов между основным положением резания и вторичным положением резания.
14. Способ по п.12, в котором при упомянутой активизации сдвигают ПКА резец параллельно продольной оси долота.
15. Способ по п.12, в котором при упомянутой активизации сдвигают шарошечный резец параллельно продольной оси долота.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US12/431,570 | 2009-04-28 | ||
US12/431,570 US8056651B2 (en) | 2009-04-28 | 2009-04-28 | Adaptive control concept for hybrid PDC/roller cone bits |
PCT/US2010/032511 WO2010129253A2 (en) | 2009-04-28 | 2010-04-27 | Adaptive control concept for hybrid pdc/roller cone bits |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2011147983A RU2011147983A (ru) | 2013-06-10 |
RU2541668C2 true RU2541668C2 (ru) | 2015-02-20 |
Family
ID=42991120
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011147983/03A RU2541668C2 (ru) | 2009-04-28 | 2010-04-27 | Использование адаптивного управления в гибридных пка/шарошечных буровых долотах |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8056651B2 (ru) |
EP (1) | EP2425087B1 (ru) |
BR (1) | BRPI1011904B1 (ru) |
CA (1) | CA2760286C (ru) |
MX (1) | MX2011011425A (ru) |
PL (1) | PL2425087T3 (ru) |
RU (1) | RU2541668C2 (ru) |
SA (1) | SA110310328B1 (ru) |
WO (1) | WO2010129253A2 (ru) |
Families Citing this family (30)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9574405B2 (en) | 2005-09-21 | 2017-02-21 | Smith International, Inc. | Hybrid disc bit with optimized PDC cutter placement |
US8678111B2 (en) | 2007-11-16 | 2014-03-25 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid drill bit and design method |
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 |
US8672060B2 (en) * | 2009-07-31 | 2014-03-18 | Smith International, Inc. | High shear roller cone drill bits |
EP2478177A2 (en) | 2009-09-16 | 2012-07-25 | Baker Hughes Incorporated | External, divorced pdc bearing assemblies for hybrid drill bits |
US8746367B2 (en) * | 2010-04-28 | 2014-06-10 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for detecting performance data in an earth-boring drilling tool |
US8757291B2 (en) | 2010-04-28 | 2014-06-24 | Baker Hughes Incorporated | At-bit evaluation of formation parameters and drilling parameters |
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 |
US9782857B2 (en) | 2011-02-11 | 2017-10-10 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid drill bit having increased service life |
PL2673451T3 (pl) | 2011-02-11 | 2015-11-30 | Baker Hughes Inc | System i sposób utrzymywania łap w hybrydowych świdrach |
ITTO20110913A1 (it) * | 2011-10-13 | 2013-04-14 | Trevi Spa | Procedimento per la costruzione di pali di grande diametro e utensile di scavo |
EP3159475B1 (en) | 2011-11-15 | 2019-03-27 | Baker Hughes, a GE company, LLC | Hybrid drill bits having increased drilling efficiency |
US8881848B2 (en) | 2012-05-07 | 2014-11-11 | Ulterra Drilling Technologies, L.P. | Fixed cutter drill bit with rotating cutter disc |
US9267329B2 (en) * | 2013-03-12 | 2016-02-23 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with extension elements in hydraulic communications to adjust loads thereon |
US9255450B2 (en) * | 2013-04-17 | 2016-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with self-adjusting pads |
WO2015179792A2 (en) | 2014-05-23 | 2015-11-26 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid bit with mechanically attached rolling cutter assembly |
WO2015191028A1 (en) * | 2014-06-09 | 2015-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid bit with roller cones and discs |
CN106661925A (zh) | 2014-07-31 | 2017-05-10 | 哈里伯顿能源服务公司 | 力自平衡钻头 |
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 |
US10041305B2 (en) | 2015-09-11 | 2018-08-07 | Baker Hughes Incorporated | Actively controlled self-adjusting bits and related systems and methods |
US10273759B2 (en) | 2015-12-17 | 2019-04-30 | Baker Hughes Incorporated | Self-adjusting earth-boring tools and related systems and methods |
CN106121541A (zh) * | 2016-08-27 | 2016-11-16 | 天津立林钻头有限公司 | 复合钻头 |
CN107143287A (zh) * | 2017-07-14 | 2017-09-08 | 宜昌神达石油机械有限公司 | 一种适用中扬子寒武系页岩气开采复合型钻头 |
US10633929B2 (en) | 2017-07-28 | 2020-04-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Self-adjusting earth-boring tools and related systems |
GB2569330B (en) | 2017-12-13 | 2021-01-06 | Nov Downhole Eurasia Ltd | Downhole devices and associated apparatus and methods |
CN112955627A (zh) | 2018-08-29 | 2021-06-11 | 斯伦贝谢技术有限公司 | 控制井下行为的系统和方法 |
US11261669B1 (en) | 2021-04-19 | 2022-03-01 | Saudi Arabian Oil Company | Device, assembly, and method for releasing cutters on the fly |
CN114526015A (zh) * | 2022-01-23 | 2022-05-24 | 西南石油大学 | 一种交叉切削pdc钻头及设计方法 |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU876947A1 (ru) * | 1978-06-01 | 1981-10-30 | Кузбасский Политехнический Институт | Комбинированное шарошечно-лопастное долото |
SU891882A1 (ru) * | 1977-07-23 | 1981-12-23 | Среднеазиатский Научно-Исследовательский Институт Геологии И Минерального Сырья | Комбинированное буровое долото |
Family Cites Families (198)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3126066A (en) | 1964-03-24 | Rotary drill bit with wiper blade | ||
USRE23416E (en) | 1951-10-16 | Drill | ||
US930759A (en) | 1908-11-20 | 1909-08-10 | Howard R Hughes | Drill. |
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 |
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 |
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 |
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 |
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 |
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 |
US4386669A (en) * | 1980-12-08 | 1983-06-07 | Evans Robert F | Drill bit with yielding support and force applying structure for abrasion cutting elements |
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 |
AU3946885A (en) | 1984-03-26 | 1985-10-03 | Norton Christensen Inc. | Cutting element using 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 |
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 |
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 |
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 |
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 |
US5467836A (en) | 1992-01-31 | 1995-11-21 | Baker Hughes Incorporated | Fixed cutter bit with shear cutting gage |
US5346026A (en) | 1992-01-31 | 1994-09-13 | Baker Hughes Incorporated | Rolling cone bit with shear cutting gage |
US5287936A (en) | 1992-01-31 | 1994-02-22 | Baker Hughes Incorporated | Rolling cone 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 |
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 |
US5452771A (en) | 1994-03-31 | 1995-09-26 | Dresser Industries, Inc. | Rotary drill bit with improved cutter and seal protection |
US5429200A (en) | 1994-03-31 | 1995-07-04 | Dresser Industries, Inc. | Rotary drill bit with improved cutter |
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 |
US5547033A (en) | 1994-12-07 | 1996-08-20 | Dresser Industries, Inc. | Rotary cone drill bit and method for enhanced lifting of fluids and cuttings |
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 |
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 |
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 |
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. |
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 |
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 |
US6220374B1 (en) | 1998-01-26 | 2001-04-24 | Dresser Industries, Inc. | Rotary cone drill bit with enhanced thrust bearing flange |
US6568490B1 (en) | 1998-02-23 | 2003-05-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for fabricating rotary cone drill bits |
US6109375A (en) | 1998-02-23 | 2000-08-29 | Dresser Industries, 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 |
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. |
EP1117896B1 (en) | 1999-05-14 | 2004-12-01 | RIVES, Allen Kent | 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 |
US6510906B1 (en) | 1999-11-29 | 2003-01-28 | Baker Hughes Incorporated | Impregnated bit with PDC cutters in cone area |
US6843333B2 (en) | 1999-11-29 | 2005-01-18 | Baker Hughes Incorporated | Impregnated rotary drag bit |
JP3513698B2 (ja) | 1999-12-03 | 2004-03-31 | 飛島建設株式会社 | 掘削ヘッド |
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 |
DE60140617D1 (de) | 2000-09-20 | 2010-01-07 | Camco Int Uk Ltd | Polykristalliner diamant mit einer an katalysatormaterial abgereicherten oberfläche |
US6592985B2 (en) | 2000-09-20 | 2003-07-15 | Camco International (Uk) Limited | Polycrystalline diamond partially depleted of catalyzing material |
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 |
US7140454B2 (en) | 2001-07-06 | 2006-11-28 | Shell Oil Company | Well drilling bit |
CN100513734C (zh) | 2001-07-23 | 2009-07-15 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于将流体引入形成于地下岩层中的井孔内的方法和系统 |
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 |
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 |
US7234550B2 (en) | 2003-02-12 | 2007-06-26 | Smith International, Inc. | Bits and cutting structures |
US20060032677A1 (en) | 2003-02-12 | 2006-02-16 | Smith International, Inc. | Novel 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 |
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 |
GB2408735B (en) | 2003-12-05 | 2009-01-28 | Smith International | 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 |
GB2454122B (en) | 2005-02-08 | 2009-07-08 | Smith International | 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 |
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 |
US7270196B2 (en) * | 2005-11-21 | 2007-09-18 | Hall David R | Drill bit assembly |
US7484576B2 (en) | 2006-03-23 | 2009-02-03 | Hall David R | Jack element in communication with an electric motor and or generator |
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 |
US7836975B2 (en) * | 2007-10-24 | 2010-11-23 | Schlumberger Technology Corporation | Morphable bit |
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 |
US8672060B2 (en) | 2009-07-31 | 2014-03-18 | Smith International, Inc. | High shear roller cone drill bits |
WO2011084944A2 (en) | 2010-01-05 | 2011-07-14 | Smith International, Inc. | High-shear roller cone and pdc hybrid bit |
-
2009
- 2009-04-28 US US12/431,570 patent/US8056651B2/en active Active
-
2010
- 2010-04-27 EP EP10772502.0A patent/EP2425087B1/en active Active
- 2010-04-27 BR BRPI1011904A patent/BRPI1011904B1/pt active IP Right Grant
- 2010-04-27 PL PL10772502T patent/PL2425087T3/pl unknown
- 2010-04-27 CA CA2760286A patent/CA2760286C/en active Active
- 2010-04-27 RU RU2011147983/03A patent/RU2541668C2/ru active
- 2010-04-27 MX MX2011011425A patent/MX2011011425A/es active IP Right Grant
- 2010-04-27 WO PCT/US2010/032511 patent/WO2010129253A2/en active Application Filing
- 2010-04-28 SA SA110310328A patent/SA110310328B1/ar unknown
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU891882A1 (ru) * | 1977-07-23 | 1981-12-23 | Среднеазиатский Научно-Исследовательский Институт Геологии И Минерального Сырья | Комбинированное буровое долото |
SU876947A1 (ru) * | 1978-06-01 | 1981-10-30 | Кузбасский Политехнический Институт | Комбинированное шарошечно-лопастное долото |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
MX2011011425A (es) | 2012-06-12 |
WO2010129253A4 (en) | 2011-04-28 |
US8056651B2 (en) | 2011-11-15 |
US20100270085A1 (en) | 2010-10-28 |
CA2760286A1 (en) | 2010-11-11 |
BRPI1011904A2 (pt) | 2016-04-12 |
WO2010129253A3 (en) | 2011-03-10 |
EP2425087A4 (en) | 2014-06-11 |
CA2760286C (en) | 2014-07-08 |
EP2425087B1 (en) | 2017-07-26 |
SA110310328B1 (ar) | 2014-02-16 |
EP2425087A2 (en) | 2012-03-07 |
BRPI1011904B1 (pt) | 2020-02-04 |
PL2425087T3 (pl) | 2018-01-31 |
RU2011147983A (ru) | 2013-06-10 |
WO2010129253A2 (en) | 2010-11-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2541668C2 (ru) | Использование адаптивного управления в гибридных пка/шарошечных буровых долотах | |
US10648322B2 (en) | System and method for determining drilling parameters based on hydraulic pressure associated with a directional drilling system | |
EP3683398B1 (en) | Drill bit with an adjustable steering device | |
GB2552104B (en) | Adjustable depth of cut control for a downhole drilling tool | |
CA2964876C (en) | Hybrid mechanical-laser drilling equipment | |
US9759014B2 (en) | Earth-boring tools including movable formation-engaging structures and related methods | |
US9399892B2 (en) | Earth-boring tools including movable cutting elements and related methods | |
CA2528560A1 (en) | Impact resistant pdc drill bit | |
US10119337B2 (en) | Modeling of interactions between formation and downhole drilling tool with wearflat | |
GB2454918A (en) | Multi direction rotary drill bit with moveable cutter elements | |
CN110799720A (zh) | 具有同轨设置的初级切削齿和备用切削齿的固定切削齿钻头 | |
CN105723046A (zh) | 包括呈阶梯型面配置的切割元件的多级力平衡井下钻井工具 | |
WO2020122924A1 (en) | Rotary drill bit including multi-layer cutting elements | |
Jardine et al. | Lessons Learned from Drilling Horizontal Wells on Didon Field; Offshore Tunisia | |
GB2434391A (en) | Drill bit with secondary cutters for hard formations | |
JP2014148833A (ja) | 拡大掘削装置および拡大掘削方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20160801 |