RU2564320C2 - Гибридное буровое долото - Google Patents
Гибридное буровое долото Download PDFInfo
- Publication number
- RU2564320C2 RU2564320C2 RU2011150629/03A RU2011150629A RU2564320C2 RU 2564320 C2 RU2564320 C2 RU 2564320C2 RU 2011150629/03 A RU2011150629/03 A RU 2011150629/03A RU 2011150629 A RU2011150629 A RU 2011150629A RU 2564320 C2 RU2564320 C2 RU 2564320C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bit
- fixed blade
- paw
- drill bit
- drill
- Prior art date
Links
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 58
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 40
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 26
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000003019 stabilising effect Effects 0.000 abstract 2
- 238000010327 methods by industry Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 20
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 20
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 14
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 6
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 5
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 5
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 4
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 210000004283 incisor Anatomy 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- 229910052582 BN Inorganic materials 0.000 description 2
- PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N Boron nitride Chemical compound N#B PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004606 Fillers/Extenders Substances 0.000 description 2
- 239000003082 abrasive agent Substances 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 2
- 229910000679 solder Inorganic materials 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 238000007790 scraping Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 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
-
- 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
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)
- Drilling Tools (AREA)
- Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к гибридным буровым долотам. Технический результат заключается в обеспечении стабилизации долота для улучшения характеристик бурения. Буровое долото включает корпус долота, приспособленный в своей верхней части для присоединения к бурильной колонне; по меньшей мере одну фиксированную лопасть, отходящую вниз от корпуса долота и имеющую радиально наиболее удаленную калибрующую поверхность; несколько фиксированных режущих элементов, прикрепленных к фиксированной лопасти; по меньшей мере одну лапу долота, прикрепленную к корпусу долота; шарошку, установленную на лапе долота с возможностью вращения и по меньшей мере одну стабилизирующую накладку, расположенную между по меньшей мере одной лапой долота и по меньшей мере одной фиксированной лопастью и выступающую радиально наружу по существу до калибрующей поверхности. 6 н. и 25 з.п. ф-лы, 8 ил.
Description
Область техники
В общем, настоящее изобретение относится к области долот для бурения подземных пород, в частности к долоту, в котором объединены шарошки и запрессованные резцы и режущие элементы, и способу бурения с использованием такого долота.
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 покрывающую породу с относительной легкостью. 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 земных породах с использованием долот с коническими шарошками, или с шарошками, применяются дробящие долота с закрепленными на них одним, двумя или тремя вращающимися шарошками. Долото прикрепляется к нижнему концу бурильной колонны, которую вращают с поверхности либо скважинным двигателем, либо 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 промывочные насадки в отверстиях в буровом долоте, и уносятся в виде взвеси в буровом растворе вверх на поверхность.
Шарошечные буровые долота преобладали в бурении нефтяных скважин большую часть XX столетия. Благодаря прогрессу в технологии синтетических или искусственных алмазов в 70-80-х годах, в конце XX столетия снова стало популярным долото с фиксированными резцами, или "лопастное" долото. Современные долота с фиксированными резцами, часто называемые "алмазными" или ПКА (вставка из поликристаллического алмаза - от англ. polycrystalline diamond compact, PDC) долотами, очень далеко ушли от первых долот с фиксированными 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 том, что у них нет движущихся частей. Алмазные долота отличаются по механике и динамике бурения от шарошечных именно благодаря тому, что у них отсутствуют движущиеся части. При проведении буровых работ алмазные долота используются так же, как и шарошечные долота, они так же вращаются, удаляя материал породы, прижимаемые к выбуриваемой породе приложенным к долоту весом (ОННД - осевая нагрузка на долото). Алмазные режущие элементы находятся в зацеплении с дном и краями скважины, срезая или соскребая материал породы, в то время как шарошечные долота дробят породу. 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 одним или более фиксированными резцами. Некоторые из этих комбинированных буровых долот называют гибридными долотами. В известных конструкциях гибридных долот, например описанных в US 4343371 (Baker, III), разрушение породы выполняется в основном шарошками, особенно в центре скважины или долота. Комбинированные долота другого типа, известные под названием "керновых долот", например, раскрыты в US 4006788 (Garner), Керновые буровые долота обычно включают усеченные шарошки, не доходящие до центра долота, и предназначены для извлечения образца керна породы посредством бурения вниз, но вокруг сплошного цилиндра породы, который должен извлекаться из скважины в основном неповрежденным.
В гибридном долоте другого типа, раскрытом в US 5695019 (Shamburger, Jr,), шарошки проходят почти до центра. Вставки 50 фиксированных резцов (фиг.2 и 3) расположены в области 2 свода или "промежности" долота для завершения удаления выбуренной породы. Гибридное долото еще одного типа, иногда называемое "расширителем ствола скважины", описано в US 6527066.
Расширитель ствола скважины имеет неподвижную выступающую резьбовую часть, выходящую по оси за пределы шарошек, для прикрепления к ней направляющего долота, которое может представлять собой шарошечное долото или долото с фиксированными резцами. В этих двух последних случаях центр прорезается фиксированными режущими элементами, но фиксированные режущие элементы не образуют сплошного режущего профиля без разрывов от центра до края долота.
При использовании долот любого типа существует проблема устойчивости вращения. Долота с фиксированными резцами и шарошками отличаются по динамическим особенностям работы при проведении бурильных работ, и поэтому устойчивость или неустойчивость вращения обусловлены различными характеристиками этих долот. При устойчивой работе долото вращается в целом вокруг своего геометрического центра, соответствующего центральной оси буровой скважины, при этом исключены поперечные и иные динамические нагрузки долота и его режущих элементов. Для увеличения площади соприкосновения между корпусом долота и боковой стенкой буровой скважины с целью повышения устойчивости вращения могут использоваться стабилизирующие накладки. Такие стабилизирующие накладки могут быть эффективны в случае долот с фиксированными резцами, но в случае шарошечных резцов могут скорее усилить неустойчивость вращения, так как точка контакта между накладкой и боковой стенкой скважины становится мгновенным центром вращения долота, вызывая эксцентричное вращение долота. В находящихся в совместном владении US 4953641 (Pessier et al.) и US 5996731 (Pessier et al.) раскрыта конструкция стабилизирующей накладки для шарошечных долот, позволяющая устранить недостатки стабилизирующих накладок. Ни в одном из известных раскрытий "гибридных" долот не рассматриваются вопросы устойчивого вращения.
Хотя каждое из этих долот может быть использовано в определенных ограниченных случаях, существует потребность в усовершенствованном гибридном долоте для бурения земных пород с улучшенной стабилизацией для улучшения характеристик бурения.
Раскрытие изобретения
Варианты осуществления настоящего изобретения включают усовершенствованное буровое долото гибридного типа. Один вариант осуществления включает корпус долота, конструкция верхней части которого обеспечивает его подсоединение к бурильной колонне. По меньшей мере одна фиксированная лопасть проходит вниз от корпуса долота и имеет наиболее радиально удаленную калибрующую поверхность. К фиксированной лопасти прикреплены несколько фиксированных режущих элементов, расположенных, в предпочтительном варианте, в ряд по ее ведущей по направлению вращения кромке, а радиально наиболее удаленные режущие элементы на радиально наиболее удаленной поверхности определяют диаметр долота и буровой скважины. К корпусу долота прикреплена по меньшей мере одна лапа долота, на которой установлена шарошка с возможностью вращения. Между лапой долота и фиксированной лопастью расположена по меньшей мере одна стабилизирующая накладка, выступающая наружу в радиальном направлении по существу до калибрующей поверхности.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения стабилизирующая накладка формируется вместе с фиксированной лопастью и проходит к лапе долота в направлении вращения долота.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения часть лапы долота проходит по радиусу наружу по существу до калибрующей поверхности и стабилизирующей накладки, при этом калибрующая поверхность каждой фиксированной лопасти и часть лапы долота, выступающая до калибрующей поверхности, совместно описывают сектор окружности буровой скважины, равный или превышающий 180 градусов.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения все стабилизирующие накладки имеют равные площади.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения долото может включать несколько фиксированных лопастей и лап долота и соответствующих шарошек.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения радиально наиболее удаленные поверхности лап долота и фиксированных лопастей объединены или интегрально сформированы (как единое целое), определяя стабилизирующую накладку.
Другие признаки и преимущества вариантов осуществления бурового долота в соответствии с настоящим изобретением будут очевидны при ознакомлении с чертежами и подробным описанием изобретения.
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 варианта осуществления гибридного бурового долота, конструкция которого соответствует настоящему изобретению;
на фиг.2 представлен вид снизу варианта осуществления гибридного бурового долота, показанного на фиг.1, конструкция которого соответствует настоящему изобретению;
на фиг.3 представлен вид сбоку варианта осуществления гибридного бурового долота, конструкция которого соответствует настоящему изобретению;
на фиг.4 представлен вид снизу варианта осуществления гибридного бурового долота, показанного на фиг.3, конструкция которого соответствует настоящему изобретению;
на фиг.5 представлен вид сбоку варианта осуществления гибридного бурового долота, конструкция которого соответствует настоящему изобретению;
на фиг.6 представлен вид снизу варианта осуществления гибридного бурового долота, показанного на фиг.5, конструкция которого соответствует настоящему изобретению;
на фиг.7 представлен вид сбоку другого варианта осуществления гибридного бурового долота, конструкция которого соответствует настоящему изобретению; и
на фиг.8 представлен вид снизу варианта осуществления гибридного бурового долота, показанного на фиг.7, конструкция которого соответствует настоящему изобретению.
Подробное описание осуществления изобретения
Ниже приводится раскрытие бурового долота 11 в соответствии с частным вариантом осуществления настоящего изобретения со ссылками на фиг.1-8, в частности на фиг.1 и 2. Долото 11 включает корпус 13 долота, имеющий центральную продольную ось 15, определяющую центральную ось корпуса 13 долота. В показанном варианте осуществления корпус 13 долота выполнен из стали, но также может быть выполнен и из матричного материала со стальной арматурой, либо спеченного карбидного материала. Корпус 13 долота включает на своем верхнем или заднем конце хвостовик с резьбой или иначе приспособленный для прикрепления к полой бурильной колонне (не показана), которая вращает долото 11 и подводит под давлением буровой раствор к долоту и пробуриваемой породе.
По меньшей мере одна (показаны две) лапа 17 долота проходит вниз от корпуса 13 долота в осевом направлении. Корпус 13 долота также включает несколько (показаны также две) фиксированных лопастей 19, проходящих вниз в осевом направлении. Число лап 17 долота и фиксированных лопастей 19 составляет по меньшей мере одну, но может быть и больше двух. В показанном варианте осуществления как лапы 17 долота (и соответствующие шарошки) расположены не точно друг против друга (разнесены примерно на 191 градус, при измерении в направлении вращения долота 11), так и фиксированные лопасти 19 (разнесены примерно на 169 градусов, при измерении в направлении вращения долота 11). Могут быть пригодны и другие интервалы между лапами 17 и лопастями 19 и их расстановки.
Шарошка 21 установлена на герметизированном подшипнике скольжения, являющемся частью каждой лапы 17 долота. В соответствии с показанным вариантом осуществления, ось вращения каждой шарошки 21 пересекает центральную ось 15 долота. Помимо герметизированного подшипника скольжения, могут также использоваться негерметизированные подшипники скольжения, либо герметизированные или негерметизированные роликовые подшипники. Радиально наиболее удаленная поверхность каждой шарошки 21 (в обычных шарошечных долотах называемая поверхностью калибрующей шарошки) слегка заглублена в радиальном направлении относительно наиболее удаленной от центра калибрующей поверхности корпуса 13 долота, но наиболее радиально удаленные поверхности лап долота могут достигать полного калибрующего диаметра (обычно в пределах 0,050-0,250 дюйма от полного калибрующего диаметра) с тем, чтобы лапы долота могли касаться боковой стенки ствола скважины в процессе бурения, обеспечивая стабилизацию долота при бурении. Радиально наиболее удаленная поверхность каждой лапы 17 долота также может быть утоплена относительно полного калибрующего диаметра, но при этом эффект стабилизации ослаблен или отсутствует. В представленном варианте осуществления шарошки 21 не имеют наклона, или угла, и смещения, поэтому ось вращения каждой шарошки 21 пересекает центральную ось 15 корпуса 13 долота. В альтернативном варианте шарошки 21 могут иметь угол наклона и (или) смещение, чтобы вызвать скольжение шарошечных резцов 21, когда они прокатываются по дну буровой скважины.
По меньшей мере один (показано несколько) режущие элементы 25 шарошки расположены на шарошках 21 в основном кольцевыми рядами. Режущие элементы 25 шарошки не обязательно должны быть расположены рядами, а могут быть "хаотично" расположены на каждой шарошке 21. 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.
На чертеже показаны вставки 25 из карбида вольфрама, закрепленные на прессовой посадке в отверстиях в шарошке 21, однако в некоторых применениях могут быть использованы и фрезерованные резцы, или резцы со стальными зубьями, у которых режущие элементы (25) с твердосплавным покрытием сформированы интегрально и выступают из шарошки, а 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 31 фиксированной лопасти включает слой поликристаллического алмаза или пластинку на ведущей, по направлению вращения, торцевой поверхности несущей подложки из карбида вольфрама, при этом алмазный слой или пластинка образуют режущую поверхность, на периферии которой имеется режущая кромка, захватывающая породу. Наиболее радиально удаленные режущие элементы 31 на радиально наиболее удаленной поверхности каждой из фиксированных лопастей 19 определяют диаметр долота и ствола скважины (показаны штрихпунктирной линией на фиг.2, 4 и 6), пробуриваемого долотом 11. На каждой лопасти также могут быть установлены и дублирующие резцы 33.
Помимо режущих элементов 31 фиксированных лопастей (и дублирующих резцов 33), включающих пластинки из поликристаллического алмаза, установленные на подложках из карбида вольфрама, этим термином здесь обозначают и таблетки или пластинки из термостабильного поликристаллического алмаза (TSP - от англ. thermally stable polycrystalline diamond), установленные на подложках из карбида вольфрама, и другие, аналогичные сверхабразивные или сверхтвердые материалы, например кубический нитрид бора или углерод со структурой алмаза. Режущие элементы 31 фиксированных лопастей могут быть запаяны тугоплавким припоем или прикреплены другим способом в углублениях или гнездах в каждой лопасти 19 так, что их наружные или режущие кромки на режущих поверхностях обращены к породе.
Верхняя радиально наиболее удаленная (калибрующая) поверхность каждой фиксированной лопасти 19 достигает полного калибрующего диаметра (обычно в пределах 0,050-0,250 дюйма от полного калибрующего диаметра) и служит стабилизатором. На этой поверхности могут быть помещены несколько вставок 41 с плоским верхом, у которых могут быть, а могут и не быть, сделаны относительно острые режущие кромки. Вставки 41 без острых режущих кромок служат для предотвращения износа верхней части каждой фиксированной лопасти. При наличии острых режущих кромок, как показано в находящихся в совместном владении US 5287936, 5346026, 5467836, 5655612 и 6050354, вставки 41 помогают расширению ствола скважины и выдерживанию его диаметра. Вставки 41 могут быть сформированы из карбида вольфрама или иного твердого металла отдельно или в комбинации с поликристаллическим, или синтетическим, или природным алмазом или другим сверхабразивным материалом. Использование сверхабразивных материалов является предпочтительным, но не обязательным, если вставки 41 имеют острые режущие кромки для активного резания боковой стенки ствола скважины. Вставки могут быть закреплены на фиксированных лопастях 19 тугоплавким припоем, либо на прессовой посадке, либо иным обычным способом (и также могут устанавливаться на радиально наиболее удаленных поверхностях лап 17 долота).
В соответствии с представленным вариантом осуществления по меньшей мере часть по меньшей мере одного из фиксированных режущих элементов 31 расположена вблизи центральной оси 15 корпуса 13 долота и благодаря такому расположению может удалять материал породы по центральной оси пробуриваемого ствола скважины с некоторыми минимальными отклонениями из-за поперечных движений долота в процессе бурения. В показанном долоте 7-7/8 дюйма, по меньшей мере у одного из фиксированных режущих элементов 31 самая внутренняя кромка касается или проходит в непосредственной близости к центральной оси 15 долота 11. Хотя такая способность резать по оси является предпочтительной, настоящее изобретение в равной степени применимо к гибридным долотам, не обладающим таким свойством.
Стабилизирующая накладка 51, 151 расположена на корпусе 13 долота между каждой лапой 17 долота и фиксированной лопастью 19, в предпочтительном варианте, опережая или находясь впереди по направлению вращения относительно каждой фиксированной лопасти 19 или посередине между лопастью 19 и лапой 17 долота. Каждая стабилизирующая накладка выступает радиально наружу до полного калибрующего диаметра (обычно в пределах 0,050-0,250 дюйма) долота 11, обеспечивая тем самым сохранение контакта со стенкой ствола скважины каждой накладки 51, 151 в процессе буровых работ, для стабилизации долота. Как показано на фиг.1 и 2, стабилизирующие накладки представляют собой дискретные компоненты, отделенные от фиксированной лопасти 19 и лапы 17 долота. В альтернативном варианте, как показано на фиг.3 и 4, стабилизирующие накладки 151 составляют интегральную часть каждой фиксированной лопасти 19 и выступают от нее в направлении вращения. Термином "интегральный" предполагается охватить любой процесс изготовления, в результате которого получается конструкция, показанная на фиг.3 и 4. Накладки также могут представлять собой несколько дискретных накладок между лапами 17 долота и лопастями 19.
Каждая накладка 51, 151 имеет поверхность соприкосновения с боковой стенкой ствола скважины, сформированную так, как это описано в находящемся в совместном владении US 5996713 (Pessier et al.). Кроме того, площади (обращенные к боковой стенке пробуриваемого ствола скважины) всех накладок 51, 151 должны быть равными с тем, чтобы ни одна из одиночных накладок не имела площади контакта больше любой другой и поэтому не смогла стать мгновенным центром вращения долота 11.
На фиг.5 и 6 показан другой вариант осуществления изобретения, в целом аналогичный вариантам, показанным на фиг.1-4 (аналогичные конструкции обозначены сходно, например, лапы 17, 217; лопасти 19, 219 и т.д.), за исключением того, что калибрующая, или радиально наиболее удаленная, поверхность каждой фиксированной лопасти 219 сделана шире, чем обычно, и вместо того, чтобы проходить вдоль оси вниз и параллельно продольной оси 215, проходит по спирали или линейно под углом к (не параллельно к) продольной оси 215, т.е. под углом, не равным нулю. Как ведущая, так и задняя кромки 219А и 219 В, соответственно, калибрующей поверхности каждой лопасти 219 проходят вниз под заданным углом (примерно 20 градусов, как показано на фиг.5). В альтернативном варианте одна из ведущих или задних кромок 219А, 219В могут проходить под углом или не параллельно относительно продольной оси, в то время как другая из них проходит параллельно.
Как показано на фиг.6, каждая лопасть при этом работает как стабилизирующая накладка, описывающая значительно больший сектор или угловую часть (обозначены как В" и D"), чем "прямая" лопасть, проходящая вниз параллельно продольной оси 215 долота 211. Подобная конфигурация особенно полезна при относительно небольшом числе лопастей 219, обеспечивая стабилизацию в области сзади, по направлению вращения, от каждой лопасти 219, что может предотвращать обратную прецессию. Кроме того, при спиральной или наклонной форме лопасти образуются стабилизирующие накладки большой формы, не блокирующие обратный поток бурового раствора, как это делает отдельная стабилизирующая накладка равной площади, и обеспечивает более свободное прохождение бурового раствора с осколками породы по канавкам для выноса бурового шлама в затрубное пространство. Тем не менее, как показано на фиг.6, в случае наклонных или спиральных лопастей 219 остается значительный "хордовый просвет" в области перед каждой лопастью 219. Хордовый просвет измеряется от хорды, проведенной между ведущей кромкой лопасти 219 и задней кромкой лапы 217 долота (представляет собой хорду круга с диаметром, равным диаметру ствола скважины). Максимальное расстояние между этой хордой и калибрующим диаметром, или диаметром ствола, измеренное перпендикулярно хорде, и является хордовым просветом. Желательно, чтобы величина хордового просвета была минимальной и одинаковой между каждой лапой 217 долота и лопастью 219. В случае варианта осуществления с наклонной или спиральной лопастью, чтобы не допустить чрезмерного хордового просвета, целесообразно использовать опережающую стабилизирующую накладку 251 (показана пунктиром на фиг.6) между каждой лопастью 219 и лапой 217 долота. В предпочтительном варианте осуществления такая стабилизирующая накладка отделена от лопасти 219, но также может быть и ее интегральной частью, как это было описано выше применительно к фиг.3 и 4.
На фиг.7 и 8 раскрыт другой частный пример осуществления, в котором стабилизация достигается слиянием радиально наиболее удаленных частей каждой лапы (317) долота с фиксированной лопастью, установленной впереди, по направлению вращения, лапы долота (аналогичные структуры имеют аналогичные обозначения, например, лапы 17, 317 долота; лопасти 19, 319 и т.д.). Как было описано выше, радиально наиболее удаленные поверхности лап 317 долота и фиксированных лопастей 319 конгруэнтны на окружности калибрующего диаметра долота и соединены по кругу или интегрально сформированы так, что между лопастью 319 и следующей за ней по направлению вращения лапой 317 долота не образуется канавки для выноса бурового шлама. Эта объединенная структура образует стабилизирующую накладку (не обозначена на чертеже). Хотя в описании используются термины "соединенный" или "объединенный", предполагается, что они охватывают любой процесс изготовления, в результате которого получается единая радиально наиболее удаленная поверхность для каждой лопасти 319 и следующей за ней лапой 317, вне зависимости от того, включает процесс фактическое соединение структур, или происходит интегральное их формирование в виде единого узла. В приведенном частном примере осуществления показаны две лапы 317 (и соответствующие шарошки 321, 323) и две лопасти 319, но используются и долота, имеющие больше лопастей и больше лап (и связанных с ними шарошек). Однако этот вариант осуществления не может быть также легко приспособлен к долотам, имеющим нечетное число лопастей и лап долота (и соответствующих шарошек), как варианты осуществления, показанные на фиг.1-6.
Каждая стабилизирующая накладка 51, 151, 251 (и части каждой лапы 17, 217, 317 долота и фиксированных лопастей 19, 219, 319, выступающие радиально до полного калибрующего диаметра долота 11) описывает сектор или угловую часть (А, В, С, D, Е и F на фиг.2; А', В', С' и D' на фиг.4; и А”, В”, С” и D” на фиг.6) окружности пробуриваемого ствола скважины (показан пунктиром на фиг.2 и 4). В предпочтительном варианте, размер (и число) накладок выбирается так, чтобы полный сектор или угловая часть калибрующей окружности долота была равна или превышала 180 градусов. Этот угол включает сектор или угловую часть, описываемую калибрующей, или радиально наиболее удаленной, частью фиксированных лопастей 19 и лапами 17 долота, если их калибрующая или радиально наиболее удаленная часть проходит до полного калибрующего диаметра, но не включает, если эти структуры не доходят до полного калибрующего диаметра, чтобы выполнять функцию стабилизирующих накладок.
В качестве примера, секторы или угловые части, описываемые различными стабилизирующими накладками 51, лапами 17 долота, имеющими полный калибрующий диаметр, и лопастями 19, имеющими полный калибрующий диаметр (фиг.2), составляют:
А=D=34°,
В=E=36°,
С=F=24°.
Секторы или угловые части, описываемые имеющими полный калибрующий диаметр лапами 17 долота и лопастями 19 с интегрированными стабилизирующими накладками (фиг.4), составляют:
А'=С'=34°,
B'=D'=66°.
Секторы или угловые части, описываемые имеющими полный калибрующий диаметр лапами 217 долота и лопастями 219 (фиг.6), составляют:
А”=С”=34°,
В”=D”=81°.
В случае варианта осуществления, показанного на фиг.7 и 8, где стабилизирующая накладка формируется соединенными или интегрально сформированными фиксированными лопастями 319 и лапами 317 долота, секторы или угловые части описываются как:
А'”=B'”=96°.
Изобретение обладает рядом преимуществ и предлагает гибридное буровое долото, отличающееся устойчивостью в процессе бурения при отсутствии эксцентричного вращения. У устойчиво вращающегося долота не происходит повреждения режущих элементов, что может вызвать преждевременный отказ долота.
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 (31)
1. Буровое долото, включающее:
корпус долота, приспособленный в своей верхней части для присоединения к бурильной колонне;
по меньшей мере одну фиксированную лопасть, отходящую вниз от корпуса долота и имеющую радиально наиболее удаленную калибрующую поверхность;
несколько фиксированных режущих элементов, прикрепленных к фиксированной лопасти;
по меньшей мере одну лапу долота, прикрепленную к корпусу долота;
шарошку, установленную на лапе долота с возможностью вращения; и
по меньшей мере одну стабилизирующую накладку, расположенную между по меньшей мере одной лапой долота и по меньшей мере одной фиксированной лопастью и выступающую радиально наружу по существу до калибрующей поверхности.
корпус долота, приспособленный в своей верхней части для присоединения к бурильной колонне;
по меньшей мере одну фиксированную лопасть, отходящую вниз от корпуса долота и имеющую радиально наиболее удаленную калибрующую поверхность;
несколько фиксированных режущих элементов, прикрепленных к фиксированной лопасти;
по меньшей мере одну лапу долота, прикрепленную к корпусу долота;
шарошку, установленную на лапе долота с возможностью вращения; и
по меньшей мере одну стабилизирующую накладку, расположенную между по меньшей мере одной лапой долота и по меньшей мере одной фиксированной лопастью и выступающую радиально наружу по существу до калибрующей поверхности.
2. Буровое долото по п. 1, включающее несколько режущих элементов шарошки, расположенных на шарошке.
3. Буровое долото по п. 1, в котором стабилизирующая накладка сформирована с фиксированной лопастью как единое целое и проходит до лапы долота.
4. Буровое долото по п. 1, в котором по меньшей мере часть фиксированных режущих элементов расположена в ряд на ведущей по направлению вращения кромке фиксированной лопасти.
5. Буровое долото по п. 1, в котором стабилизирующая накладка, калибрующая поверхность каждой фиксированной лопасти и часть лапы долота, выступающая к калибрующей поверхности, в совокупности описывают сектор окружности ствола скважины, равный или превосходящий 180 градусов.
6. Буровое долото по п. 1, включающее:
несколько фиксированных лопастей, отходящих вниз от корпуса долота;
несколько лап долота, отходящих вниз от корпуса долота; и
стабилизирующую накладку между каждой лапой долота и каждой фиксированной лопастью.
несколько фиксированных лопастей, отходящих вниз от корпуса долота;
несколько лап долота, отходящих вниз от корпуса долота; и
стабилизирующую накладку между каждой лапой долота и каждой фиксированной лопастью.
7. Буровое долото по п. 1, в котором каждые стабилизирующие накладки имеют равную площадь поверхности, обращенной к боковой стенке ствола пробуриваемой скважины.
8. Буровое долото, включающее:
корпус долота, приспособленный в своей верхней части для присоединения к бурильной колонне;
несколько фиксированных лопастей, отходящих вниз от корпуса долота и имеющих радиально наиболее удаленную калибрующую поверхность;
несколько фиксированных режущих элементов, прикрепленных к каждой фиксированной лопасти;
по меньшей мере одну лапу долота, прикрепленную к корпусу долота;
шарошку, установленную на лапе долота с возможностью вращения;
по меньшей мере один режущий элемент шарошки, расположенный на шарошке; и
по меньшей мере одну стабилизирующую накладку, расположенную между по меньшей мере одной из лап долота и по меньшей мере одной из фиксированных лопастей и выступающую радиально наружу по существу до калибрующей поверхности.
корпус долота, приспособленный в своей верхней части для присоединения к бурильной колонне;
несколько фиксированных лопастей, отходящих вниз от корпуса долота и имеющих радиально наиболее удаленную калибрующую поверхность;
несколько фиксированных режущих элементов, прикрепленных к каждой фиксированной лопасти;
по меньшей мере одну лапу долота, прикрепленную к корпусу долота;
шарошку, установленную на лапе долота с возможностью вращения;
по меньшей мере один режущий элемент шарошки, расположенный на шарошке; и
по меньшей мере одну стабилизирующую накладку, расположенную между по меньшей мере одной из лап долота и по меньшей мере одной из фиксированных лопастей и выступающую радиально наружу по существу до калибрующей поверхности.
9. Буровое долото по п. 8, в котором стабилизирующая накладка сформирована с фиксированной лопастью как единое целое и проходит к одной из лап долота в направлении вращения.
10. Буровое долото по п. 8, в котором по меньшей мере часть фиксированных режущих элементов расположена в ряд на ведущей по направлению вращения кромке фиксированной лопасти.
11. Буровое долото по п. 8, в котором часть лапы долота выступает радиально наружу по существу до калибрующей поверхности и стабилизирующая накладка, калибрующая поверхность каждой фиксированной лопасти и часть лапы долота, отходящая к калибрующей поверхности, в совокупности описывают сектор окружности ствола скважины, равный или превосходящий 180 градусов.
12. Буровое долото по п. 8, в котором каждые стабилизирующие накладки имеют равную площадь поверхности, обращенной к боковой стенке ствола пробуриваемой скважины.
13. Буровое долото, включающее:
корпус долота, приспособленный в своей верхней части для присоединения к бурильной колонне;
несколько фиксированных лопастей, отходящих от корпуса долота и имеющих радиально наиболее удаленную калибрующую поверхность, определяющую калибрующий диаметр долота и пробуриваемого ствола скважины;
несколько фиксированных режущих элементов, прикрепленных к ведущей по направлению вращения кромке каждой фиксированной лопасти;
несколько лап долота, отходящих от корпуса долота;
шарошку, установленную на каждой лапе долота с возможностью вращения;
несколько режущих элементов шарошки, расположенных на каждой шарошке; и
по меньшей мере одну стабилизирующую накладку, расположенную между каждой лапой долота и каждой фиксированной лопастью и выступающую радиально наружу по существу до калибрующей поверхности.
корпус долота, приспособленный в своей верхней части для присоединения к бурильной колонне;
несколько фиксированных лопастей, отходящих от корпуса долота и имеющих радиально наиболее удаленную калибрующую поверхность, определяющую калибрующий диаметр долота и пробуриваемого ствола скважины;
несколько фиксированных режущих элементов, прикрепленных к ведущей по направлению вращения кромке каждой фиксированной лопасти;
несколько лап долота, отходящих от корпуса долота;
шарошку, установленную на каждой лапе долота с возможностью вращения;
несколько режущих элементов шарошки, расположенных на каждой шарошке; и
по меньшей мере одну стабилизирующую накладку, расположенную между каждой лапой долота и каждой фиксированной лопастью и выступающую радиально наружу по существу до калибрующей поверхности.
14. Буровое долото по п. 13, в котором стабилизирующая накладка сформирована с фиксированной лопастью как единое целое и проходит к одной из лап долота в направлении вращения.
15. Буровое долото по п. 13, в котором каждые стабилизирующие накладки имеют равную площадь поверхности, обращенной к боковой стенке ствола пробуриваемой скважины.
16. Буровое долото по п. 13, в котором часть лапы долота выступает радиально наружу по существу до калибрующей поверхности и стабилизирующая накладка, калибрующая поверхность каждой фиксированной лопасти и часть лапы долота, отходящая к калибрующей поверхности, в совокупности описывают сектор окружности ствола скважины, равный или превосходящий 180 градусов.
17. Буровое долото, включающее:
корпус долота, приспособленный в своей верхней части для присоединения к бурильной колонне и имеющий центральную продольную ось;
по меньшей мере одну фиксированную лопасть, отходящую вниз от корпуса долота и имеющую радиально наиболее удаленную калибрующую поверхность, при этом калибрующая поверхность каждой фиксированной лопасти отходит вдоль оси вниз под углом, не равным нулю, относительно продольной оси корпуса долота;
несколько фиксированных режущих элементов, прикрепленных к каждой фиксированной лопасти, причем по меньшей мере часть по меньшей мере одного из этих фиксированных режущих элементов расположена на или вблизи центральной оси корпуса долота, так что ее самая внутренняя в плане кромка проходит по касательной к этой центральной оси;
по меньшей мере одну лапу долота, прикрепленную к корпусу долота;
шарошку, установленную на лапе долота с возможностью вращения;
по меньшей мере один режущий элемент шарошки, расположенный на шарошке; и
стабилизирующую накладку, расположенную между по меньшей мере одной лапой долота и по меньшей мере одной фиксированной лопастью и выступающую радиально наружу по существу до калибрующей поверхности.
корпус долота, приспособленный в своей верхней части для присоединения к бурильной колонне и имеющий центральную продольную ось;
по меньшей мере одну фиксированную лопасть, отходящую вниз от корпуса долота и имеющую радиально наиболее удаленную калибрующую поверхность, при этом калибрующая поверхность каждой фиксированной лопасти отходит вдоль оси вниз под углом, не равным нулю, относительно продольной оси корпуса долота;
несколько фиксированных режущих элементов, прикрепленных к каждой фиксированной лопасти, причем по меньшей мере часть по меньшей мере одного из этих фиксированных режущих элементов расположена на или вблизи центральной оси корпуса долота, так что ее самая внутренняя в плане кромка проходит по касательной к этой центральной оси;
по меньшей мере одну лапу долота, прикрепленную к корпусу долота;
шарошку, установленную на лапе долота с возможностью вращения;
по меньшей мере один режущий элемент шарошки, расположенный на шарошке; и
стабилизирующую накладку, расположенную между по меньшей мере одной лапой долота и по меньшей мере одной фиксированной лопастью и выступающую радиально наружу по существу до калибрующей поверхности.
18. Буровое долото по п. 17, в котором калибрующая поверхность фиксированной лопасти имеет ведущую кромку и заднюю кромку, и по меньшей мере ведущая или задняя кромка проходит вдоль оси вниз под углом, не равным нулю, относительно продольной оси корпуса долота.
19. Буровое долото по п. 17, включающее:
несколько фиксированных лопастей, отходящих вниз от корпуса долота под углом, не равным нулю, относительно продольной оси корпуса долота; и
несколько лап долота, отходящих вниз от корпуса долота, причем часть каждой лапы долота проходит по радиусу наружу по существу до калибрующей поверхности.
несколько фиксированных лопастей, отходящих вниз от корпуса долота под углом, не равным нулю, относительно продольной оси корпуса долота; и
несколько лап долота, отходящих вниз от корпуса долота, причем часть каждой лапы долота проходит по радиусу наружу по существу до калибрующей поверхности.
20. Буровое долото по п. 18, в котором ведущая и задняя кромки выполнены линейными.
21. Буровое долото по п. 18, в котором ведущая и задняя кромки выполнены криволинейными и образуют спираль вокруг продольной оси.
22. Буровое долото, включающее:
корпус долота, приспособленный в своей верхней части для присоединения к бурильной колонне и имеющий центральную продольную ось;
по меньшей мере одну фиксированную лопасть, отходящую вниз от корпуса долота и имеющую радиально наиболее удаленную калибрующую поверхность, при этом калибрующая поверхность каждой фиксированной лопасти отходит вдоль оси вниз не параллельно продольной оси корпуса долота;
несколько фиксированных режущих элементов, прикрепленных к каждой фиксированной лопасти;
по меньшей мере одну лапу долота, прикрепленную к корпусу долота;
шарошку, установленную на лапе долота с возможностью вращения;
по меньшей мере один режущий элемент шарошки, расположенный на шарошке; и
стабилизирующую накладку, расположенную между по меньшей мере одной лапой долота и по меньшей мере одной фиксированной лопастью и выступающую радиально наружу по существу до калибрующей поверхности,
при этом по меньшей мере одна фиксированная лопасть также выполняет функцию стабилизирующей накладки и
хордовые просветы между ведущей кромкой по меньшей мере одной фиксированной лопасти и задней кромкой по меньшей мере одной лапы долота по существу равны.
корпус долота, приспособленный в своей верхней части для присоединения к бурильной колонне и имеющий центральную продольную ось;
по меньшей мере одну фиксированную лопасть, отходящую вниз от корпуса долота и имеющую радиально наиболее удаленную калибрующую поверхность, при этом калибрующая поверхность каждой фиксированной лопасти отходит вдоль оси вниз не параллельно продольной оси корпуса долота;
несколько фиксированных режущих элементов, прикрепленных к каждой фиксированной лопасти;
по меньшей мере одну лапу долота, прикрепленную к корпусу долота;
шарошку, установленную на лапе долота с возможностью вращения;
по меньшей мере один режущий элемент шарошки, расположенный на шарошке; и
стабилизирующую накладку, расположенную между по меньшей мере одной лапой долота и по меньшей мере одной фиксированной лопастью и выступающую радиально наружу по существу до калибрующей поверхности,
при этом по меньшей мере одна фиксированная лопасть также выполняет функцию стабилизирующей накладки и
хордовые просветы между ведущей кромкой по меньшей мере одной фиксированной лопасти и задней кромкой по меньшей мере одной лапы долота по существу равны.
23. Буровое долото по п. 22, в котором калибрующая поверхность фиксированной лопасти имеет ведущую кромку и заднюю кромку, и по меньшей мере ведущая или задняя кромка проходит вдоль оси вниз не параллельно продольной оси корпуса долота.
24. Буровое долото по п. 22, включающее:
несколько фиксированных лопастей, отходящих вниз от корпуса долота не параллельно продольной оси корпуса долота; и
несколько лап долота, отходящих вниз от корпуса долота, причем часть каждой лапы долота проходит по радиусу наружу по существу до калибрующей поверхности.
несколько фиксированных лопастей, отходящих вниз от корпуса долота не параллельно продольной оси корпуса долота; и
несколько лап долота, отходящих вниз от корпуса долота, причем часть каждой лапы долота проходит по радиусу наружу по существу до калибрующей поверхности.
25. Буровое долото по п. 23, в котором ведущая и задняя кромки выполнены линейными.
26. Буровое долото по п. 23, в котором ведущая и задняя кромки выполнены криволинейными и образуют спираль вокруг продольной оси.
27. Буровое долото, включающее:
корпус долота, приспособленный в своей верхней части для присоединения к бурильной колонне;
по меньшей мере одну фиксированную лопасть, отходящую вниз от корпуса долота и имеющую радиально наиболее удаленную калибрующую поверхность;
несколько фиксированных режущих элементов, прикрепленных к каждой фиксированной лопасти;
по меньшей мере одну лапу долота, прикрепленную к корпусу долота;
шарошку, установленную на лапе долота с возможностью вращения, при этом радиально наиболее удаленная поверхность лапы долота отходит вниз и соединяется с радиально наиболее удаленной поверхностью фиксированной лопасти; и
по меньшей мере один режущий элемент шарошки, расположенный на шарошке.
корпус долота, приспособленный в своей верхней части для присоединения к бурильной колонне;
по меньшей мере одну фиксированную лопасть, отходящую вниз от корпуса долота и имеющую радиально наиболее удаленную калибрующую поверхность;
несколько фиксированных режущих элементов, прикрепленных к каждой фиксированной лопасти;
по меньшей мере одну лапу долота, прикрепленную к корпусу долота;
шарошку, установленную на лапе долота с возможностью вращения, при этом радиально наиболее удаленная поверхность лапы долота отходит вниз и соединяется с радиально наиболее удаленной поверхностью фиксированной лопасти; и
по меньшей мере один режущий элемент шарошки, расположенный на шарошке.
28. Буровое долото по п. 27, включающее несколько режущих элементов шарошки, расположенных на шарошке.
29. Буровое долото по п. 27, включающее несколько фиксированных лопастей и несколько лап долота, причем число фиксированных лопастей равно числу лап долота.
30. Буровое долото по п. 27, в котором по меньшей мере часть фиксированных режущих элементов расположена в ряд на ведущей по направлению вращения кромке фиксированной лопасти.
31. Буровое долото по п. 27, в котором соединенные радиально наиболее удаленные поверхности фиксированной лопасти и лапы долота совместно описывают сектор окружности ствола скважины, равный или превосходящий 180 градусов.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US12/465,377 | 2009-05-13 | ||
US12/465,377 US8459378B2 (en) | 2009-05-13 | 2009-05-13 | Hybrid drill bit |
PCT/US2010/033513 WO2010132232A2 (en) | 2009-05-13 | 2010-05-04 | Hybrid drill bit |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2011150629A RU2011150629A (ru) | 2013-06-20 |
RU2564320C2 true RU2564320C2 (ru) | 2015-09-27 |
Family
ID=43067608
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011150629/03A RU2564320C2 (ru) | 2009-05-13 | 2010-05-04 | Гибридное буровое долото |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US8459378B2 (ru) |
EP (1) | EP2430278B1 (ru) |
PL (1) | PL2430278T3 (ru) |
RU (1) | RU2564320C2 (ru) |
SA (1) | SA110310370B1 (ru) |
WO (1) | WO2010132232A2 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU190616U1 (ru) * | 2019-04-23 | 2019-07-04 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Гибридное буровое долото |
Families Citing this family (26)
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 |
US8448724B2 (en) * | 2009-10-06 | 2013-05-28 | Baker Hughes Incorporated | Hole opener with hybrid reaming section |
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 |
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 |
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 |
CN102678055B (zh) * | 2012-05-18 | 2015-10-28 | 西南石油大学 | 一种刮切-冲击复合式钻头 |
US9376866B2 (en) * | 2013-08-23 | 2016-06-28 | Varel International Ind., L.P. | Hybrid rotary cone drill bit |
BR112016027337A8 (pt) | 2014-05-23 | 2021-05-04 | Baker Hughes Inc | broca híbrida com montagem de cortador mecanicamente fixada |
CA2946318A1 (en) | 2014-06-18 | 2015-12-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rolling element assemblies |
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 |
WO2017218000A1 (en) | 2016-06-17 | 2017-12-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rolling element with half lock |
GB2567399B (en) | 2016-10-05 | 2021-06-30 | Halliburton Energy Services Inc | Rolling element assembly with a compliant retainer |
US10907414B2 (en) | 2017-11-09 | 2021-02-02 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Earth boring tools having fixed blades and varying sized rotatable cutting structures and related methods |
US10704336B2 (en) * | 2017-11-21 | 2020-07-07 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Earth boring tools having fixed blades, rotatable cutting structures, and stabilizing structures and related methods |
CN110685606B (zh) * | 2018-07-05 | 2021-11-26 | 成都海锐能源科技有限公司 | 一种固定切削结构-牙轮复合钻头 |
CN110792397B (zh) * | 2019-12-11 | 2022-05-13 | 西南石油大学 | 一种复合钻头 |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU145867A1 (ru) * | 1961-07-08 | 1961-11-30 | И.И. Барабашкин | Шарошечное буровое долото с режущими лопаст ми |
US5289889A (en) * | 1993-01-21 | 1994-03-01 | Marvin Gearhart | Roller cone core bit with spiral stabilizers |
Family Cites Families (261)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3126066A (en) | 1964-03-24 | Rotary drill bit with wiper blade | ||
US3126067A (en) | 1964-03-24 | Roller bit with inserts | ||
USRE23416E (en) | 1951-10-16 | Drill | ||
US930759A (en) | 1908-11-20 | 1909-08-10 | Howard R Hughes | Drill. |
US1388424A (en) | 1919-06-27 | 1921-08-23 | Edward A George | Rotary bit |
US1394769A (en) | 1920-05-18 | 1921-10-25 | C E Reed | Drill-head for oil-wells |
US1519641A (en) | 1920-10-12 | 1924-12-16 | Walter N Thompson | Rotary underreamer |
US1537550A (en) | 1923-01-13 | 1925-05-12 | Reed Roller Bit Co | Lubricator for deep-well-drilling apparatus |
US1821474A (en) | 1927-12-05 | 1931-09-01 | Sullivan Machinery Co | Boring tool |
US1896243A (en) | 1928-04-12 | 1933-02-07 | Hughes Tool Co | Cutter support for well drills |
US1816568A (en) | 1929-06-05 | 1931-07-28 | Reed Roller Bit Co | Drill bit |
US1874066A (en) | 1930-04-28 | 1932-08-30 | Floyd L Scott | Combination rolling and scraping cutter drill |
US1932487A (en) | 1930-07-11 | 1933-10-31 | Hughes Tool Co | Combination scraping and rolling cutter drill |
US1879127A (en) | 1930-07-21 | 1932-09-27 | Hughes Tool Co | Combination rolling and scraping cutter bit |
US2030722A (en) | 1933-12-01 | 1936-02-11 | Hughes Tool Co | Cutter assembly |
US2117481A (en) | 1935-02-19 | 1938-05-17 | Globe Oil Tools Co | Rock core drill head |
US2119618A (en) | 1937-08-28 | 1938-06-07 | John A Zublin | Oversize hole drilling mechanism |
US2198849A (en) | 1938-06-09 | 1940-04-30 | Reuben L Waxler | Drill |
US2204657A (en) | 1938-07-12 | 1940-06-18 | Brendel Clyde | Roller bit |
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 |
US2318370A (en) | 1940-12-06 | 1943-05-04 | Kasner M | Oil well drilling bit |
US2320137A (en) | 1941-08-12 | 1943-05-25 | Archer W Kammerer | Rotary drill bit |
US2358642A (en) | 1941-11-08 | 1944-09-19 | Archer W Kammerer | Rotary drill bit |
US2380112A (en) | 1942-01-02 | 1945-07-10 | Kinnear Clarence Wellington | Drill |
US2520517A (en) | 1946-10-25 | 1950-08-29 | Manley L Natland | Apparatus for drilling wells |
US2557302A (en) | 1947-12-12 | 1951-06-19 | Aubrey F Maydew | Combination drag and rotary drilling bit |
US2575438A (en) | 1949-09-28 | 1951-11-20 | Kennametal Inc | Percussion drill bit body |
US2628821A (en) | 1950-10-07 | 1953-02-17 | Kennametal Inc | Percussion drill bit body |
US2719026A (en) | 1952-04-28 | 1955-09-27 | Reed Roller Bit Co | Earth boring drill |
US2815932A (en) | 1956-02-29 | 1957-12-10 | Norman E Wolfram | Retractable rock drill bit apparatus |
US2994389A (en) | 1957-06-07 | 1961-08-01 | Le Bus Royalty Company | Combined drilling and reaming apparatus |
US3066749A (en) | 1959-08-10 | 1962-12-04 | Jersey Prod Res Co | Combination drill bit |
US3010708A (en) | 1960-04-11 | 1961-11-28 | Goodman Mfg Co | Rotary mining head and core breaker therefor |
US3050293A (en) | 1960-05-12 | 1962-08-21 | Goodman Mfg Co | Rotary mining head and core breaker therefor |
US3055443A (en) | 1960-05-31 | 1962-09-25 | Jersey Prod Res Co | Drill bit |
US3239431A (en) | 1963-02-21 | 1966-03-08 | Knapp Seth Raymond | Rotary well bits |
US3174564A (en) | 1963-06-10 | 1965-03-23 | Hughes Tool Co | Combination core bit |
US3250337A (en) | 1963-10-29 | 1966-05-10 | Max J Demo | Rotary shock wave drill bit |
US3269469A (en) | 1964-01-10 | 1966-08-30 | Hughes Tool Co | Solid head rotary-percussion bit with rolling cutters |
US3387673A (en) | 1966-03-15 | 1968-06-11 | Ingersoll Rand Co | Rotary percussion gang drill |
US3424258A (en) | 1966-11-16 | 1969-01-28 | Japan Petroleum Dev Corp | Rotary bit for use in rotary drilling |
DE1301784B (de) | 1968-01-27 | 1969-08-28 | Deutsche Erdoel Ag | Kombinationsbohrmeissel fuer plastisches Gebirge |
US3583501A (en) | 1969-03-06 | 1971-06-08 | Mission Mfg Co | Rock bit with powered gauge cutter |
USRE28625E (en) | 1970-08-03 | 1975-11-25 | Rock drill with increased bearing life | |
US3760894A (en) | 1971-11-10 | 1973-09-25 | M Pitifer | Replaceable blade drilling bits |
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 |
US4187922A (en) | 1978-05-12 | 1980-02-12 | Dresser Industries, Inc. | Varied pitch rotary rock bit |
EP0005945B1 (en) | 1978-05-30 | 1981-08-05 | Grootcon (U.K.) Limited | Method of welding metal parts |
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 |
US4428687A (en) | 1981-05-11 | 1984-01-31 | Hughes Tool Company | Floating seal for earth boring bit |
US4410284A (en) | 1982-04-22 | 1983-10-18 | Smith International, Inc. | Composite floating element thrust bearing |
US4527644A (en) | 1983-03-25 | 1985-07-09 | Allam Farouk M | Drilling bit |
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 |
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 |
US4706765A (en) | 1986-08-11 | 1987-11-17 | Four E Inc. | Drill bit assembly |
US5030276A (en) | 1986-10-20 | 1991-07-09 | Norton Company | Low pressure bonding of PCD bodies and method |
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 |
US4727942A (en) | 1986-11-05 | 1988-03-01 | Hughes Tool Company | Compensator for earth boring bits |
US4765205A (en) | 1987-06-01 | 1988-08-23 | Bob Higdon | Method of assembling drill bits and product assembled thereby |
CA1270479A (en) | 1987-12-14 | 1990-06-19 | Jerome Labrosse | Tubing bit opener |
USRE37450E1 (en) | 1988-06-27 | 2001-11-20 | The Charles Machine Works, Inc. | Directional multi-blade boring head |
US5027912A (en) | 1988-07-06 | 1991-07-02 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit having improved cutter configuration |
US4874047A (en) | 1988-07-21 | 1989-10-17 | Cummins Engine Company, Inc. | Method and apparatus for retaining roller cone of drill bit |
US4875532A (en) | 1988-09-19 | 1989-10-24 | Dresser Industries, Inc. | Roller drill bit having radial-thrust pilot bushing incorporating anti-galling material |
US4892159A (en) | 1988-11-29 | 1990-01-09 | Exxon Production Research Company | Kerf-cutting apparatus and method for improved drilling rates |
NO169735C (no) | 1989-01-26 | 1992-07-29 | Geir Tandberg | Kombinasjonsborekrone |
GB8907618D0 (en) | 1989-04-05 | 1989-05-17 | Morrison Pumps Sa | Drilling |
US4932484A (en) | 1989-04-10 | 1990-06-12 | Amoco Corporation | Whirl resistant bit |
US4953641A (en) | 1989-04-27 | 1990-09-04 | Hughes Tool Company | Two cone bit with non-opposite cones |
US4936398A (en) | 1989-07-07 | 1990-06-26 | Cledisc International B.V. | Rotary drilling device |
US4976324A (en) | 1989-09-22 | 1990-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit having diamond film cutting surface |
US5049164A (en) | 1990-01-05 | 1991-09-17 | Norton Company | Multilayer coated abrasive element for bonding to a backing |
US4991671A (en) | 1990-03-13 | 1991-02-12 | Camco International Inc. | Means for mounting a roller cutter on a drill bit |
US4984643A (en) | 1990-03-21 | 1991-01-15 | Hughes Tool Company | Anti-balling earth boring bit |
US5224560A (en) | 1990-10-30 | 1993-07-06 | Modular Engineering | Modular drill bit |
US5145017A (en) | 1991-01-07 | 1992-09-08 | Exxon Production Research Company | Kerf-cutting apparatus for increased drilling rates |
US5941322A (en) | 1991-10-21 | 1999-08-24 | The Charles Machine Works, Inc. | Directional boring head with blade assembly |
US5238074A (en) | 1992-01-06 | 1993-08-24 | Baker Hughes Incorporated | Mosaic diamond drag bit cutter having a nonuniform wear pattern |
US5287936A (en) | 1992-01-31 | 1994-02-22 | Baker Hughes Incorporated | Rolling cone bit with shear cutting gage |
US5346026A (en) | 1992-01-31 | 1994-09-13 | Baker Hughes Incorporated | Rolling cone bit with shear cutting gage |
US5467836A (en) | 1992-01-31 | 1995-11-21 | Baker Hughes Incorporated | Fixed cutter bit with shear cutting gage |
NO176528C (no) | 1992-02-17 | 1995-04-19 | Kverneland Klepp As | Anordning ved borekroner |
EP0569663A1 (en) | 1992-05-15 | 1993-11-18 | Baker Hughes Incorporated | Improved anti-whirl drill bit |
US5558170A (en) | 1992-12-23 | 1996-09-24 | Baroid Technology, Inc. | Method and apparatus for improving drill bit stability |
US5560440A (en) | 1993-02-12 | 1996-10-01 | Baker Hughes Incorporated | Bit for subterranean drilling fabricated from separately-formed major components |
US5361859A (en) | 1993-02-12 | 1994-11-08 | Baker Hughes Incorporated | Expandable gage bit for drilling and method of drilling |
US5355559A (en) | 1993-04-26 | 1994-10-18 | Amerock Corporation | Hinge for inset doors |
US5351770A (en) | 1993-06-15 | 1994-10-04 | Smith International, Inc. | Ultra hard insert cutters for heel row rotary cone rock bit applications |
US5429200A (en) | 1994-03-31 | 1995-07-04 | Dresser Industries, Inc. | Rotary drill bit with improved cutter |
US5452771A (en) | 1994-03-31 | 1995-09-26 | Dresser Industries, Inc. | Rotary drill bit with improved cutter and seal protection |
US5472057A (en) | 1994-04-11 | 1995-12-05 | Atlantic Richfield Company | Drilling with casing and retrievable bit-motor assembly |
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 |
US5553681A (en) | 1994-12-07 | 1996-09-10 | Dresser Industries, Inc. | Rotary cone drill bit with angled ramps |
US5755297A (en) | 1994-12-07 | 1998-05-26 | Dresser Industries, Inc. | Rotary cone drill bit with integral stabilizers |
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 |
US6241034B1 (en) | 1996-06-21 | 2001-06-05 | Smith International, Inc. | Cutter element with expanded crest geometry |
US6116357A (en) | 1996-09-09 | 2000-09-12 | Smith International, Inc. | Rock drill bit with back-reaming protection |
US5904212A (en) | 1996-11-12 | 1999-05-18 | Dresser Industries, Inc. | Gauge face inlay for bit hardfacing |
BE1010802A3 (fr) | 1996-12-16 | 1999-02-02 | Dresser Ind | Tete de forage. |
BE1010801A3 (fr) | 1996-12-16 | 1999-02-02 | Dresser Ind | Outil de forage et/ou de carottage. |
GB9708428D0 (en) | 1997-04-26 | 1997-06-18 | Camco Int Uk Ltd | Improvements in or relating to rotary drill bits |
US5944125A (en) | 1997-06-19 | 1999-08-31 | Varel International, Inc. | Rock bit with improved thrust face |
US6095265A (en) | 1997-08-15 | 2000-08-01 | Smith International, Inc. | Impregnated drill bits with adaptive matrix |
US6367568B2 (en) | 1997-09-04 | 2002-04-09 | Smith International, Inc. | Steel tooth cutter element with expanded crest |
US6173797B1 (en) | 1997-09-08 | 2001-01-16 | Baker Hughes Incorporated | Rotary drill bits for directional drilling employing movable cutters and tandem gage pad arrangement with active cutting elements and having up-drill capability |
US6321862B1 (en) * | 1997-09-08 | 2001-11-27 | Baker Hughes Incorporated | Rotary drill bits for directional drilling employing tandem gage pad arrangement with cutting elements and up-drill capability |
EP1051561B1 (en) | 1998-01-26 | 2003-08-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotary cone drill bit with enhanced thrust bearing flange |
WO1999037879A1 (en) | 1998-01-26 | 1999-07-29 | Dresser Industries, Inc. | Rotary cone drill bit with enhanced journal bushing |
US6109375A (en) | 1998-02-23 | 2000-08-29 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for fabricating rotary cone drill bits |
US6568490B1 (en) | 1998-02-23 | 2003-05-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for fabricating rotary cone drill bits |
EP1066447B1 (en) | 1998-03-26 | 2004-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotary cone drill bit with improved bearing system |
JP2000080878A (ja) | 1998-06-30 | 2000-03-21 | Kyoei Kogyo Kk | 硬軟地層兼用型掘削用ヘッド |
US6206116B1 (en) | 1998-07-13 | 2001-03-27 | Dresser Industries, Inc. | Rotary cone drill bit with machined cutting structure |
US20040045742A1 (en) | 2001-04-10 | 2004-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Force-balanced roller-cone bits, systems, drilling methods, and design methods |
US6241036B1 (en) | 1998-09-16 | 2001-06-05 | Baker Hughes Incorporated | Reinforced abrasive-impregnated cutting elements, drill bits including same |
US6345673B1 (en) | 1998-11-20 | 2002-02-12 | Smith International, Inc. | High offset bits with super-abrasive cutters |
US6401844B1 (en) | 1998-12-03 | 2002-06-11 | Baker Hughes Incorporated | Cutter with complex superabrasive geometry and drill bits so equipped |
SE516079C2 (sv) | 1998-12-18 | 2001-11-12 | Sandvik Ab | Rullborrkrona |
US6279671B1 (en) | 1999-03-01 | 2001-08-28 | Amiya K. Panigrahi | Roller cone bit with improved seal gland design |
BE1012545A3 (fr) | 1999-03-09 | 2000-12-05 | Security Dbs | Elargisseur de trou de forage. |
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. |
US6460635B1 (en) | 1999-10-25 | 2002-10-08 | Kalsi Engineering, Inc. | Load responsive hydrodynamic bearing |
US6843333B2 (en) | 1999-11-29 | 2005-01-18 | Baker Hughes Incorporated | Impregnated rotary drag bit |
US6510906B1 (en) | 1999-11-29 | 2003-01-28 | Baker Hughes Incorporated | Impregnated bit with PDC cutters in cone area |
JP3513698B2 (ja) | 1999-12-03 | 2004-03-31 | 飛島建設株式会社 | 掘削ヘッド |
US8082134B2 (en) | 2000-03-13 | 2011-12-20 | Smith International, Inc. | Techniques for modeling/simulating, designing optimizing, and displaying hybrid drill bits |
US6439326B1 (en) | 2000-04-10 | 2002-08-27 | Smith International, Inc. | Centered-leg roller cone drill bit |
US6688410B1 (en) * | 2000-06-07 | 2004-02-10 | Smith International, Inc. | Hydro-lifter rock bit with PDC inserts |
US6405811B1 (en) | 2000-09-18 | 2002-06-18 | Baker Hughes Corporation | Solid lubricant for air cooled drill bit and method of drilling |
US6386300B1 (en) | 2000-09-19 | 2002-05-14 | Curlett Family Limited Partnership | Formation cutting method and system |
US6592985B2 (en) | 2000-09-20 | 2003-07-15 | Camco International (Uk) Limited | Polycrystalline diamond partially depleted of catalyzing material |
DE60140617D1 (de) | 2000-09-20 | 2010-01-07 | Camco Int Uk Ltd | Polykristalliner diamant mit einer an katalysatormaterial abgereicherten oberfläche |
US6408958B1 (en) | 2000-10-23 | 2002-06-25 | Baker Hughes Incorporated | Superabrasive cutting assemblies including cutters of varying orientations and drill bits so equipped |
GB0102160D0 (en) * | 2001-01-27 | 2001-03-14 | Schlumberger Holdings | Cutting structure for earth boring drill bits |
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 |
WO2003004825A1 (en) | 2001-07-06 | 2003-01-16 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Well drilling bit |
RU2287662C2 (ru) | 2001-07-23 | 2006-11-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Нагнетание текучей среды в ствол скважины в зону перед буровым долотом |
US6745858B1 (en) | 2001-08-24 | 2004-06-08 | Rock Bit International | Adjustable earth boring device |
US6601661B2 (en) | 2001-09-17 | 2003-08-05 | Baker Hughes Incorporated | Secondary cutting structure |
US6742607B2 (en) | 2002-05-28 | 2004-06-01 | Smith International, Inc. | Fixed blade fixed cutter hole opener |
US6823951B2 (en) | 2002-07-03 | 2004-11-30 | Smith International, Inc. | Arcuate-shaped inserts for drill bits |
US6902014B1 (en) | 2002-08-01 | 2005-06-07 | Rock Bit L.P. | Roller cone bi-center bit |
US6883623B2 (en) | 2002-10-09 | 2005-04-26 | Baker Hughes Incorporated | Earth boring apparatus and method offering improved gage trimmer protection |
US6913098B2 (en) | 2002-11-21 | 2005-07-05 | Reedeycalog, L.P. | Sub-reamer for bi-center type tools |
US20040156676A1 (en) | 2003-02-12 | 2004-08-12 | Brent Boudreaux | Fastener for variable mounting |
US20060032677A1 (en) | 2003-02-12 | 2006-02-16 | Smith International, Inc. | Novel bits and cutting structures |
US7234550B2 (en) | 2003-02-12 | 2007-06-26 | Smith International, Inc. | Bits and cutting structures |
US6904984B1 (en) | 2003-06-20 | 2005-06-14 | Rock Bit L.P. | Stepped polycrystalline diamond compact insert |
US7011170B2 (en) | 2003-10-22 | 2006-03-14 | Baker Hughes Incorporated | Increased projection for compacts of a rolling cone drill bit |
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 |
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 |
US7195086B2 (en) | 2004-01-30 | 2007-03-27 | Anna Victorovna Aaron | Anti-tracking earth boring bit with selected varied pitch for overbreak optimization and vibration reduction |
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 |
US7320375B2 (en) | 2005-07-19 | 2008-01-22 | Smith International, Inc. | Split cone bit |
US7462003B2 (en) | 2005-08-03 | 2008-12-09 | Smith International, Inc. | Polycrystalline diamond composite constructions comprising thermally stable diamond volume |
US7416036B2 (en) | 2005-08-12 | 2008-08-26 | Baker Hughes Incorporated | Latchable reaming bit |
US9574405B2 (en) | 2005-09-21 | 2017-02-21 | Smith International, Inc. | Hybrid disc bit with optimized PDC cutter placement |
US7726421B2 (en) | 2005-10-12 | 2010-06-01 | Smith International, Inc. | Diamond-bonded bodies and compacts with improved thermal stability and mechanical strength |
US7152702B1 (en) | 2005-11-04 | 2006-12-26 | Smith International, Inc. | Modular system for a back reamer and method |
US7802495B2 (en) | 2005-11-10 | 2010-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Methods of forming earth-boring rotary drill bits |
US7270196B2 (en) | 2005-11-21 | 2007-09-18 | Hall David R | Drill bit assembly |
US7398837B2 (en) | 2005-11-21 | 2008-07-15 | Hall David R | Drill bit assembly with a logging device |
US7484576B2 (en) | 2006-03-23 | 2009-02-03 | Hall David R | Jack element in communication with an electric motor and or generator |
US7392862B2 (en) | 2006-01-06 | 2008-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Seal insert ring for roller cone bits |
US7628234B2 (en) | 2006-02-09 | 2009-12-08 | Smith International, Inc. | Thermally stable ultra-hard polycrystalline materials and compacts |
GB2442596B (en) | 2006-10-02 | 2009-01-21 | Smith International | Drill bits with dropping tendencies and methods for making the same |
US7387177B2 (en) | 2006-10-18 | 2008-06-17 | Baker Hughes Incorporated | Bearing insert sleeve for roller cone bit |
US8034136B2 (en) | 2006-11-20 | 2011-10-11 | Us Synthetic Corporation | Methods of fabricating superabrasive articles |
US7845435B2 (en) * | 2007-04-05 | 2010-12-07 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid drill bit and method of drilling |
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 |
US7703557B2 (en) | 2007-06-11 | 2010-04-27 | Smith International, Inc. | Fixed cutter bit with backup cutter elements on primary blades |
US7847437B2 (en) | 2007-07-30 | 2010-12-07 | Gm Global Technology Operations, Inc. | Efficient operating point for double-ended inverter system |
US7836975B2 (en) | 2007-10-24 | 2010-11-23 | Schlumberger Technology Corporation | Morphable bit |
WO2009064967A1 (en) | 2007-11-14 | 2009-05-22 | Baker Hughes Incorporated | Earth-boring tools attachable to a casing string and methods for their manufacture |
US8678111B2 (en) | 2007-11-16 | 2014-03-25 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid drill bit and design method |
SA108290832B1 (ar) | 2007-12-21 | 2012-06-05 | بيكر هوغيس انكوربوريتد | مثقاب ذو أذرع توازن يستخدم في حفر الآبار |
US20090172172A1 (en) | 2007-12-21 | 2009-07-02 | Erik Lambert Graham | Systems and methods for enabling peer-to-peer communication among visitors to a common website |
US7938204B2 (en) | 2007-12-21 | 2011-05-10 | Baker Hughes Incorporated | Reamer with improved hydraulics for use in a wellbore |
US20090272582A1 (en) | 2008-05-02 | 2009-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Modular hybrid drill bit |
US7703556B2 (en) | 2008-06-04 | 2010-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Methods of attaching a shank to a body of an earth-boring tool including a load-bearing joint and tools formed by such methods |
US7819208B2 (en) | 2008-07-25 | 2010-10-26 | Baker Hughes Incorporated | Dynamically stable hybrid drill bit |
US7621346B1 (en) | 2008-09-26 | 2009-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Hydrostatic bearing |
US7992658B2 (en) | 2008-11-11 | 2011-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Pilot reamer with composite framework |
US7845437B2 (en) | 2009-02-13 | 2010-12-07 | Century Products, Inc. | Hole opener assembly and a cone arm forming a part thereof |
US8141664B2 (en) | 2009-03-03 | 2012-03-27 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid drill bit with high bearing pin angles |
US8056651B2 (en) * | 2009-04-28 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Adaptive control concept for hybrid PDC/roller cone bits |
EP2427626B1 (en) | 2009-05-08 | 2019-01-02 | Transco Manufacturing Australia Pty Ltd | Drilling equipment and attachment means for the same |
US8459378B2 (en) | 2009-05-13 | 2013-06-11 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid drill bit |
WO2010135605A2 (en) | 2009-05-20 | 2010-11-25 | Smith International, Inc. | Cutting elements, methods for manufacturing such cutting elements, and tools incorporating such cutting elements |
US8157026B2 (en) | 2009-06-18 | 2012-04-17 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid bit with variable exposure |
US8302709B2 (en) | 2009-06-22 | 2012-11-06 | Sandvik Intellectual Property Ab | Downhole tool leg retention methods and apparatus |
US8672060B2 (en) | 2009-07-31 | 2014-03-18 | Smith International, Inc. | High shear roller cone drill bits |
JP2011059289A (ja) | 2009-09-09 | 2011-03-24 | Kyocera Mita Corp | 画像形成装置 |
US8448724B2 (en) | 2009-10-06 | 2013-05-28 | Baker Hughes Incorporated | Hole opener with hybrid reaming section |
US8191635B2 (en) | 2009-10-06 | 2012-06-05 | Baker Hughes Incorporated | Hole opener with hybrid reaming section |
WO2011046960A2 (en) | 2009-10-12 | 2011-04-21 | Atlas Copco Secoroc Llc | Downhole tool |
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 |
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 |
WO2015102891A1 (en) | 2013-12-31 | 2015-07-09 | Smith International, Inc. | Multi-piece body manufacturing method of hybrid bit |
-
2009
- 2009-05-13 US US12/465,377 patent/US8459378B2/en active Active
-
2010
- 2010-05-04 RU RU2011150629/03A patent/RU2564320C2/ru active
- 2010-05-04 WO PCT/US2010/033513 patent/WO2010132232A2/en active Application Filing
- 2010-05-04 PL PL10775268T patent/PL2430278T3/pl unknown
- 2010-05-04 EP EP10775268.5A patent/EP2430278B1/en active Active
- 2010-05-11 SA SA110310370A patent/SA110310370B1/ar unknown
-
2013
- 2013-05-30 US US13/905,396 patent/US9670736B2/en active Active
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU145867A1 (ru) * | 1961-07-08 | 1961-11-30 | И.И. Барабашкин | Шарошечное буровое долото с режущими лопаст ми |
US5289889A (en) * | 1993-01-21 | 1994-03-01 | Marvin Gearhart | Roller cone core bit with spiral stabilizers |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU190616U1 (ru) * | 2019-04-23 | 2019-07-04 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Гибридное буровое долото |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2010132232A4 (en) | 2011-05-05 |
US8459378B2 (en) | 2013-06-11 |
US20100288561A1 (en) | 2010-11-18 |
US20140151131A1 (en) | 2014-06-05 |
EP2430278B1 (en) | 2016-11-09 |
PL2430278T3 (pl) | 2017-09-29 |
EP2430278A2 (en) | 2012-03-21 |
WO2010132232A2 (en) | 2010-11-18 |
SA110310370B1 (ar) | 2014-09-10 |
WO2010132232A3 (en) | 2011-03-03 |
RU2011150629A (ru) | 2013-06-20 |
EP2430278A4 (en) | 2015-04-22 |
US9670736B2 (en) | 2017-06-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2564320C2 (ru) | Гибридное буровое долото | |
US10871036B2 (en) | Hybrid drill bit and design method | |
RU2536914C2 (ru) | Динамически устойчивое гибридное буровое долото | |
US7845435B2 (en) | Hybrid drill bit and method of drilling | |
RU2531720C2 (ru) | Гибридное буровое долото с большим боковым передним углом наклона вспомогательных дублирующих резцов | |
US7628233B1 (en) | Carbide bolster | |
EP3159475B1 (en) | Hybrid drill bits having increased drilling efficiency | |
US9598909B2 (en) | Superabrasive cutters with grooves on the cutting face and drill bits and drilling tools so equipped | |
US8127863B2 (en) | Drill bit having enhanced stabilization features and method of use thereof | |
US20070261890A1 (en) | Fixed Cutter Bit With Centrally Positioned Backup Cutter Elements | |
US20120031671A1 (en) | Drill Bits With Rolling Cone Reamer Sections | |
US11035177B2 (en) | Shaped cutters | |
US11255129B2 (en) | Shaped cutters | |
US9284786B2 (en) | Drill bits having depth of cut control features and methods of making and using the same | |
US10012029B2 (en) | Rolling cones with gage cutting elements, earth-boring tools carrying rolling cones with gage cutting elements and related methods | |
EP2222932B1 (en) | Hybrid drill bit and design method |