RU2601645C2 - Система и способ фиксации лапы на гибридных долотах - Google Patents

Система и способ фиксации лапы на гибридных долотах Download PDF

Info

Publication number
RU2601645C2
RU2601645C2 RU2013141472/03A RU2013141472A RU2601645C2 RU 2601645 C2 RU2601645 C2 RU 2601645C2 RU 2013141472/03 A RU2013141472/03 A RU 2013141472/03A RU 2013141472 A RU2013141472 A RU 2013141472A RU 2601645 C2 RU2601645 C2 RU 2601645C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
bit
groove
wedge
paw
side wall
Prior art date
Application number
RU2013141472/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2013141472A (ru
Inventor
Грегори Л. РИКС
Флойд С. ФЕЛЬДЕРХОФФ
Рудолф Карл ПЕССИР
Original Assignee
Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Бейкер Хьюз Инкорпорейтед filed Critical Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Publication of RU2013141472A publication Critical patent/RU2013141472A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2601645C2 publication Critical patent/RU2601645C2/ru

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B10/00—Drill bits
    • E21B10/08—Roller bits
    • E21B10/16—Roller bits characterised by tooth form or arrangement
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

Группа изобретений относится к гибридным долотам для бурения подземных пород. Технический результат заключается в упрощении процесса сборки и ремонта долота при сохранении его прочности. Долото для бурения подземных пород включает корпус; по меньшей мере одну фиксированную лопасть, связанную с корпусом и удерживающую по меньшей мере один режущий элемент; одну или более лап, каждая из которых удерживает с возможностью вращения шарошку, имеющую по меньшей мере один режущий элемент, причем корпус долота имеет паз, который имеет первую и вторую боковые стенки, третью стенку, соединяющую боковые стенки, и который выполнен с возможностью установки в него установочной части лапы, имеющей боковую стенку, выполненную с возможностью сопряжения с первой боковой стенкой паза; шпонку, размещенную между установочной частью лапы и стенкой паза; клин, имеющий боковую сторону, наклоненную под тупым углом и выполненную с возможностью размещения между наклоненной под острым углом боковой стенкой лапы и второй боковой стенкой паза, тем самым фиксируя лапу внутри паза; и несколько крепежных элементов, присоединяющих лапу и клин к корпусу долота. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 8 ил.

Description

Ссылки на родственные заявки
Настоящая заявка претендует на приоритет Заявки US 12/114537, поданной 2 мая 2008 г. под названием "Система фиксации лапы на гибридных долотах и соответствующий способ", включенной в настоящее описание посредством специальной ссылки.
Область техники
В общем, настоящее изобретение относится к долотам для бурения подземных пород, и в частности к долоту, имеющему комбинацию шарошечных и фиксированных резцов и режущих элементов, и способу использования их для бурения.
Уровень техники
В US 3294186 раскрывается использование прокладок из никеля для высокотемпературной пайки компонентов дробящего долота.
В US 3907191 раскрывается "долото для роторного бурения твердых пород, составленное из нескольких отдельных сегментов. Каждый отдельный сегмент включает две поверхности разделения и калибрующую режущую поверхность. Отдельные сегменты располагают, так, что примыкают друг к другу, при этом поверхности разделения прилегающих сегментов упираются одна в другую. Вокруг сегментов помещают калибровочное кольцо и отдельные сегменты смещают друг относительно друга так, что поверхности разделения отдельного сегмента скользят относительно поверхностей разделения смежных сегментов. Сегменты перемещают, пока их калибрующие режущие поверхности не войдут в соприкосновение с калибровочным кольцом, что обеспечит требуемый размер по диаметру. Сегменты сваривают друг с другом по значительной части поверхностей разделения".
В US 5439067 раскрывается "шарошечное буровое долото для формирования ствола скважины, имеющее цельный корпус, нижняя часть которого имеет выпуклую внешнюю поверхность, а верхняя часть приспособлена для присоединения к буровой колонне. Предпочтительно, к корпусу долота прикреплено несколько несущих рычагов, отходящих от него. У каждого несущего рычага имеется внутренняя поверхность, к которой прикреплена цапфа, и наружная поверхность. Каждая цапфа выступает в целом вниз и внутрь относительно соответствующего несущего рычага. На каждой из цапф установлен шарошечный режущий узел, и число таких узлов равно числу несущих рычагов. Несущие рычаги разнесены по внешней поверхности корпуса долота для обеспечения протекания потока бурового раствора между нижней частью корпуса долота и несущими рычагами. Кроме того, длина несущих рычагов выбирается так, чтобы обеспечить хорошее протекание потока бурового раствора между соответствующим шарошечным режущим узлом и нижней частью корпуса долота. Один и тот же корпус долота может быть использован в различных шарошечных буровых долотах, имеющих различные калибрующие диаметры".
В US 5439068 раскрывается "шарошечное буровое долото для формирования ствола скважины, имеющее цельный корпус, нижняя часть которого имеет выпуклую внешнюю поверхность, а верхняя часть приспособлена для присоединения к буровой колонне. Буровое долото обычно вращается вокруг центральной оси корпуса долота. Предпочтительно, в гнездах, сформированных в корпусе долота, закреплено несколько несущих рычагов, отходящих от корпуса. У каждого несущего рычага имеется внутренняя поверхность, к которой прикреплена цапфа, и наружная поверхность. Каждая цапфа выступает в целом вниз и внутрь относительно продольной оси соответствующего несущего рычага и центральной оси корпуса долота. На каждой цапфе установлен соответствующий шарошечный режущий узел, и число таких узлов равно числу несущих рычагов. Расстояние между несущими рычагами, а также их соответствующие размеры по длине и ширине выбираются для обеспечения потока бурового раствора между шарошечными режущими узлами, установленными на соответствующих несущих рычагах, и нижней частью корпуса долота. Предпочтительно, в каждом несущем рычаге имеется емкость для смазки для подачи смазки к одному или более узлам подшипника, расположенным между каждым шарошечным режущим узлом и соответствующей цапфой. Для установки и точной ориентации части каждого несущего рычага внутри соответствующего гнезда в процессе изготовления бурового долота могут быть использованы сопряженные отверстия и штифты, или сопряженные пазы и шпонки."
В US 5595255 раскрывается "шарошечное буровое долото для формирования ствола скважины, верхняя часть корпуса которого приспособлена для присоединения к буровой колонне. Буровое долото вращается вокруг центральной оси корпуса долота. Предпочтительно, от корпуса долота отходит несколько несущих рычагов. Несущие рычаги могут быть либо сформированы как неотъемлемая часть корпуса долота, либо закреплены на наружной поверхности корпуса долота в гнездах, размер которых приспособлен для установки в них соответствующего несущего рычага. У каждого несущего рычага имеется нижняя часть с внутренней поверхностью, к которой присоединена цапфа, и наружная затылочная поверхность. Каждая цапфа выступает в целом вниз и внутрь по отношению к соответствующему несущему рычагу. На цапфах установлены шарошечные режущие узлы, число которых равно, соответственно, числу несущих рычагов. На нижней части каждого несущего рычага вблизи соответствующей цапфы имеется разгрузочный проход для усиления потока бурового раствора между несущим рычагом и соответствующим шарошечным режущим узлом."
В US 5606895 раскрывается "шарошечное буровое долото, имеющее цельный корпус, нижняя часть которого имеет выпуклую внешнюю поверхность, а верхняя часть приспособлена для присоединения к буровой колонне. Буровое долото обычно вращается вокруг центральной оси корпуса долота, формируя ствол скважины. Предпочтительно, в гнездах, сформированных в корпусе долота, закреплено несколько несущих рычагов, отходящих от корпуса. Использование корпуса долота в совокупности с несущими рычагами позволяет снизить исходные затраты на изготовление и обеспечивает восстановление изношенного бурового долота. У каждого несущего рычага имеется внутренняя поверхность, к которой прикреплена цапфа, и наружная затылочная поверхность. Каждая цапфа выступает в целом вниз и внутрь относительно продольной оси соответствующего несущего рычага и центральной оси корпуса долота. На каждой цапфе установлен соответствующий шарошечный режущий узлы, и число таких узлов равно числу несущих рычагов. Радиальный разнос несущих рычагов по периметру связанного с ними корпуса долота, а также их соответствующие размеры по длине и ширине выбираются так, чтобы обеспечить хорошее протекание бурового раствора между шарошечными режущими узлами, установленными на соответствующих несущих рычагах, и нижней частью корпуса долота. В полученном таким образом буровом долоте обеспечивается улучшенное протекание бурового раствора, повышенная герметичность и срок службы подшипника, более эффективная работа в скважине, а также стандартизация процесса разработки и изготовления."
В US 5624002 раскрывается "шарошечное буровое долото, имеющее цельный корпус, нижняя часть которого имеет выпуклую внешнюю поверхность, а верхняя часть приспособлена для присоединения к буровой колонне. Буровое долото обычно вращается вокруг центральной оси корпуса долота, формируя ствол скважины. Предпочтительно, в гнездах, сформированных в корпусе долота, закреплено несколько несущих рычагов, отходящих от корпуса. Использование взаимодействия корпуса долота с несущими рычагами позволяет снизить исходные затраты на изготовление и обеспечивает восстановление изношенного бурового долота. У каждого несущего рычага имеется внутренняя поверхность, к которой прикреплена цапфа, и наружная затылочная поверхность. Каждая цапфа выступает в целом вниз и внутрь относительно продольной оси соответствующего несущего рычага и центральной оси корпуса долота. На каждой цапфе установлен соответствующий шарошечный режущий узел, и число таких узлов равно числу несущих рычагов. Радиальный разнос несущих рычагов по периметру связанного с ними корпуса долота, а также их соответствующие размеры по длине и ширине выбираются так, чтобы обеспечить хорошее протекание бурового раствора между шарошечными режущими узлами, установленными на соответствующих несущих рычагах, и нижней частью корпуса долота. В полученном таким образом буровом долоте обеспечивается улучшенное протекание бурового раствора, повышенная герметичность и срок службы подшипника, более эффективная работа в скважине, а также стандартизация процесса разработки и изготовления."
В патенте на промышленный образец US D372253 описаны несущий рычаг и шарошка для модульного бурового долота.
Раскрытые здесь изобретения относятся к усовершенствованному гибридному долоту, имеющему комбинацию шарошечных и фиксированных резцов и режущих элементов.
Раскрытие изобретения
В настоящем изобретении предлагается долото для бурения подземных пород, включающее: корпус; по меньшей мере одну фиксированную лопасть, связанную с корпусом и удерживающую по меньшей мере один режущий элемент; одну или более лап, каждая из которых удерживает с возможностью вращения шарошку, имеющую по меньшей мере один режущий элемент, причем корпус долота имеет паз, который имеет первую и вторую боковые стенки, третью стенку, соединяющую боковые стенки, и который выполнен с возможностью установки в него установочной части лапы, имеющей боковую стенку, выполненную с с возможностью сопряжения с первой боковой стенкой паза; шпонку, размещенную между установочной частью лапы и стенкой паза; клин, имеющий боковую сторону, наклоненную под тупым углом и выполненную с возможностью размещения между наклоненной под острым углом боковой стенкой лапы и второй боковой стенкой паза, тем самым фиксируя лапу внутри паза; и несколько крепежных элементов, присоединяющих лапу и клин к корпусу долота.
Первая и вторая боковые стенки паза выполнены параллельными. При этом одна из боковых стенок паза образует острый угол с третьей стенкой, а другая боковая стенка паза образует тупой угол. Клин предпочтительно размещен непосредственно рядом с боковой стенкой, наклоненной под тупым углом.
Клин может иметь две стороны, наклоненные под тупым углом.
Несколько крепежных элементов предпочтительно включают один или более болтов, проходящих через клин и прикрепляющих клин вместе с лапой к корпусу долота.
Шпонка может нести как осевые, так и срезающие нагрузки.
В другом варианте предлагается гибридное буровое долото, включающее: корпус; по меньшей мере одну фиксированную лопасть, связанную с корпусом и удерживающую по меньшей мере один режущий элемент; одну или более лап, удерживающих с возможностью вращения шарошку, каждая из которых имеет по меньшей мере один режущий элемент, причем корпус имеет паз, имеющий первую и вторую параллельные боковые стенки, третью стенку, соединяющую боковые стенки, так, что одна из боковых стенок паза образует острый угол с третьей стенкой, а другая боковая стенка паза образует тупой угол, и паз выполнен с возможностью установки в него установочной части лапы, имеющей боковую стенку лапы, выполненную с возможностью сопряжения с боковой стенкой паза, образующей острый угол; шпонку, размещенную между установочной частью лапы и стенкой паза; клин, выполненный с возможностью размещения между боковой стенкой лапы и второй стенкой паза, тем самым фиксируя лапу внутри паза; и несколько крепежных элементов, присоединяющих лапу и клин к корпусу долота.
Краткое описание чертежей
Ниже изобретение более подробно рассмотрено со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:
на фиг. 1 представлен в плане вид снизу варианта выполнения гибридного долота для бурения подземных пород;
на фиг. 2 представлен вид сбоку варианта выполнения гибридного долота для бурения подземных пород, показанного на фиг. 1;
на фиг. 3 представлен в разобранном виде другой вариант выполнения гибридного долота для бурения подземных пород, показанного на фиг. 1, изготовленного в соответствии с настоящим изобретением;
на фиг. 4 представлен комбинированный вид сбоку при вращении гибридного бурового долота, показанного на фиг. 1;
на фиг. 5 представлен упрощенный вид сбоку гибридного долота для бурения подземных пород, показанного на фиг. 1, изготовленного в соответствии с настоящим изобретением; и
на фиг. 6 представлен упрощенный вид в плане поперечного сечения гибридного долота для бурения подземных пород, показанного на фиг. 1, изготовленного в соответствии с настоящим изобретением;
на фиг. 7 представлено в разобранном виде изображение, приведенное на фиг. 6; и
на фиг. 8 представлен упрощенный вид сбоку сечения гибридного долота для бурения подземных пород, показанного на фиг. 1, изготовленного в соответствии с настоящим изобретением.
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 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 в разное время. 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, термины, выражающие 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.
Заявители создали долото для бурения подземных пород, содержащее: одну или более лап; корпус долота, имеющий лопасть и паз для введения в него лапы; один или более клиньев между лапой и пазом, фиксирующих лапу внутри паза. Паз может иметь две параллельных боковых стенки, одна из которых образует острый угол, а другая образует тупой угол. Клин может закрепляться непосредственно рядом с боковой стенкой, образующей тупой угол. Клин может иметь две стороны, наклоненные под тупым углом. Долото может иметь один или более болтов, проходящих сквозь каждый клин, для прикрепления клина и лапы к корпусу долота. В альтернативных вариантах выполнения, паз может иметь две боковые стенки, которые не параллельны друг другу, например, первая из них может проходить примерно прямо наружу от центральной оси корпуса долота. В этом случае, клин желательно прикрепить непосредственно у этой первой боковой стенки. В большинстве случаев, однако, боковую стенку клина, наклоненную под тупым углом, желательно прикреплять непосредственно у стенки лапы, наклоненной под острым углом.
Со ссылкой на фиг. 1-2 приводится описание частного варианта выполнения модульного гибридного долота для бурения подземных пород. Долото 11 может быть аналогично долоту, описанному в публикациях патентных заявок US 20090272582 и (или) 20080296068, включенных в настоящее описание посредством частной ссылки. Долото 11 содержит корпус 13 долота, имеющий продольную ось 15, определяющую центральную ось корпуса 13 долота. От корпуса 13 долота в осевом направлении параллельно продольной оси 15 отходит несколько (например, две, как показано) лап долота или головок 17. Поскольку лапы 17 закреплены вокруг корпуса 13 долота, они могут также выступать в радиальном направлении от корпуса 13 долота. Корпус 13 долота также имеет несколько фиксированных лопастей 19, проходящих вдоль оси.
На соответствующих лапах 17 долота установлены шарошки 21. Форма и расположение каждой из шарошек 21 выбираются таким образом, что каждая поверхность шарошек 21 отстоит по радиусу от центральной оси 15 на минимальное радиальное расстояние 23. На шарошках установлено несколько режущих вставок или элементов 25 шарошки, отстоящих по радиусу от центральной оси 15 на минимальное радиальное расстояние 27. Минимальные радиальные расстояния 23, 27 могут изменяться в соответствии с конкретным применением и могут отличаться от шарошки к шарошке и (или) от режущего элемента к режущему элементу.
Кроме этого, несколько фиксированных режущих элементов 31 установлено на фиксированных лопастях 19. По меньшей мере один из фиксированных режущих элементов 31 может быть расположен на центральной оси 15 корпуса 13 долота и приспособлен для прорезания породы по центральной оси. В одном варианте выполнения, по меньшей мере один из фиксированных режущих элементов 31 расположен в пределах примерно 0,040 дюйма от центральной оси. Примеры режущих элементов 25 шарошки и фиксированных режущих элементов 31 включают вставки из карбида вольфрама, резцы, выполненные из сверхтвердого материала, например поликристаллического алмаза, и другие известные специалистам режущие элементы.
Фиг. 3 иллюстрирует модульный характер долота 11. На фиг. 3 представлен вид различных частей разобранного долота 111. Частный вариант выполнения, показанный на фиг. 3, представляет собой трехшарошечное, трехлопастное долото. Модульные принципы конструкции настоящего изобретения в равной мере применимы к двухшарошечному, двухлопастному долоту 11, показанному на фиг. 1 и 2, и гибридным долотам с любой комбинацией фиксированных лопастей и шарошек.
Как показано на чертежах, долото 111 включает часть, или секцию, 113 хвостовика, имеющую резьбу или иным способом приспособленную на своем верхнем конце для присоединения к буровой колонне. В нижнем конце хвостовика 113 сформировано в целом цилиндрическое приемное отверстие 115. В приемное отверстие 115 вставляется имеющая соответствующую форму и размеры цилиндрическая область 117 на верхнем конце части 119 корпуса долота. Части хвостовика 113 и корпуса 119 соединяются друг с другом путем введения цилиндрической области 117 на верхнем конце части 119 корпуса в цилиндрическое приемное отверстие 115 в нижнем конце хвостовика 113. Для показанного долота размером 12-1/4 дюйма, приемное отверстие представляет собой внутреннюю резьбу класса 2, которая стыкуется с сопряженной наружной резьбой на верхнем конце корпуса. Кольцевой шов, или стык, затем фиксируется непрерывным узким сварным швом для скрепления двух частей или секций. Приемное отверстие 115 и верхний конец 117 не обязательно должны быть цилиндрическими, а могут иметь и другие сопрягаемые формы, например, могут соединяться на скользящей или ходовой посадке, прочность соединения которой обеспечивается сваркой. В альтернативном варианте, соединение может быть усилено плотной посадкой с натягом между верхним концом 119 и приемным отверстием 115. Также могут использоваться круговые прихваточные швы и (или) сплошной сварной шов.
Лапа долота, или головка, 17, 121 (показаны три лапы) вставляется в проходящий вдоль оси паз 123 (для каждой лапы, или головки, 121 имеется паз 123). Паз 123 может иметь форму "ласточкин хвост" (лапа 121 имеет соответствующую форму), что делает возможным скольжение лапы 121 только в осевом направлении и препятствует ее извлечению из паза 123 в радиальном направлении. Каждая лапа 121 закрепляется в пазу 123 несколькими (четырьмя) болтами 127 с шайбами, препятствующими ее перемещению вдоль оси и извлечению из паза 123. Шарошка 125 закрепляется на подшипнике, связанным с каждой лапой 121, узлом 129, включающим шариковый замок и уплотнитель. Отверстия в лапе 121, сквозь которые проходят болты 127, могут иметь овальную форму и (или) увеличенный размер для обеспечения изменения положения лапы 121 в пазу 123 в осевом и (или) радиальном направлениях, что, в свою очередь, позволит выбрать относительный выступ режущих элементов на каждой шарошке. В каждой лапе 121 также имеется узел 131 компенсатора давления смазки, который подает смазку в узел подшипника и компенсирует изменения давления смазки в процессе бурения. В части 119 корпуса долота вставлена и закреплена по меньшей мере одна форсунка 133, направляющая поток бурового раствора из внутренней полости долота 111 в заданные места вблизи резцов и лопастей долота.
Паз 123 предпочтительно имеет пару прилегающих противоположных сторон 135, 135а, 135b (фиг. 6). Как будет более подробно показано ниже, стороны 135 могут быть наклонены. Третья сторона 137 (фиг. 6), которая может криволинейной или плоской, соединяет две противоположные стороны 135. В корпусе 13, 119 долота сформировано слепое резьбовое отверстие или отверстие 139 (фиг. 6) для каждого из крепежных элементов или болтов 127.
Как показано на фиг. 4, шарошечные режущие элементы 25 и фиксированные режущие элементы 31 в совокупности определяют профиль 41 резания, проходящий от центральной оси 15 до наиболее радиально удаленного периметра 43. В одном варианте выполнения, только фиксированные режущие элементы 31 формируют режущий профиль 41 на центральной оси 15 и наиболее радиально удаленном периметре 43. Однако режущие элементы 25 шарошки перекрываются на профиле 41 резания с фиксированными режущими элементами 31 между центральной осью 15 и наиболее радиально удаленным периметром 43. Режущие элементы 25 шарошки приспособлены для резания в носовой части 45 и на перегибе 47 профиля 41 резания, при этом носовая часть 45 является ведущей частью профиля (т.е., расположенной между центральной осью 15 и перегибом 47), обращенной к стенке скважины и находящейся вблизи наиболее радиально удаленного периметра 43.
Таким образом, режущие элементы 25 шарошки и фиксированные режущие элементы 31 в совокупности определяют общую поверхность 51 резания (фиг. 2) в носовой части 45 и перегибе 47, которые, как известно, являются наиболее слабыми частями профиля долота с фиксированными резцами. Поверхность 51 резания расположена на удаленном вдоль оси конце гибридного бурового долота 11. В одном варианте выполнения, по меньшей мере один из каждого режущего элемента 25 шарошки или фиксированного режущего элемента 31 выступает вдоль оси на поверхности 51 резания по существу на одинаковое расстояние. В одном варианте, режущие элементы 25 шарошки и фиксированные режущие элементы 31 смещены друг относительно друга по радиусу, даже если они находятся на одном уровне в осевом направлении. Однако, выравнивания вдоль оси между наиболее удаленными элементами 25, 31 не требуется, поэтому эти элементы 25, 31 могут быть разнесены вдоль оси на значительное расстояние, находясь в наиболее удаленном положении. Например, режущие элементы 25 шарошки или фиксированные режущие элементы 31 могут выступать за пределы поверхности 51 резания, либо полностью не доходить до нее. Другими словами, режущие элементы 25 шарошки могут доходить до поверхности 51 резания, при этом фиксированные режущие элементы 31 могут быть смещены вдоль оси от поверхности 51 резания.
Как показано на фиг. 5, несмотря на то, что лапы 17, 121 могут быть закреплены сваркой внутри пазов 123 корпуса 13 долота, лапы могут быть дополнительно, либо в альтернативном варианте, закреплены посредством одного или более клиньев 201. Клинья 201 также могут быть приварены и (или) прикреплены болтами к корпусу 13 долота, например, посредством крепежных элементов или болтов 127.
Как показано на фиг. 6 и 7, стороны, боковые стороны 135 паза 123, могут быть наклонены под углом. В частности, первая из сторон 135а может быть наклонена к другой, образуя острый угол 141, в то время как другая сторона 135b может быть отклонена от первой, образуя тупой угол 143. В такой конструкции, лапа 17 закрепляется болтами в пазу 123 так, что первая сторона 145а опирается на сторону 135а паза 123, наклоненную под острым углом, тем самым частично фиксируя положение лапы 17. Желательно, чтобы острый угол 147 первой стороны 145а лапы 17, 121 соответствовал острому углу 141 первой стороны 135а паза 123 для их сопряжения. В предпочтительном варианте выполнения, вторая сторона 145b лапы 17 также располагается под острым углом 149, который может быть близок или точно равен острому углу 147 первой стороны 145а лапы 17. Затем клин 201 закрепляется болтами в пазу 123, между второй стороной 145b лапы 17, наклоненной под острым углом, и стороной 135b паза 123, наклоненной под тупым углом. Поскольку клин 201, предпочтительно, имеет две стороны 203, 203а, 203b, наклоненные под тупым углом, которые формируют тупые углы 151, 153, клин 201 прочно закрепляет лапу 17 в пазу 123, и болты 127, закрепляющие клин 201, затягиваются. Над болтами 127 затем могут быть наварены заглушки для предотвращения их отвертывания в процессе работы, чем клин 201 и лапа 17 дополнительно фиксируются в пазу 123.
Боковые стенки 135 могут быть параллельны, как показано на чертеже. Считается, что в том случае, когда стенки 135 параллельны, как показано на чертеже, болты 127, фиксирующие положение лапы 17, испытывают меньшее напряжение, чем болты 127, фиксирующие положение клина 201.
В альтернативном варианте, боковые стенки 135а, 135b могут располагаться под разными углами, в части отклонения от девяноста градусов. Например, первая боковая стенка 135а и (или) вторая боковая стенка 135b могут быть установлены примерно прямо наружу от центральной оси корпуса 13 долота, при этом углы 141 будут по существу касательными прямыми углами, в отличие от показанных острого и тупого углов. При этом стороны 135 паза 123 могут быть ближе к центральной оси корпуса 13 долота, и наклонены наружу и в сторону друг от друга по мере того, как они отходят наружу. В такой конфигурации на болты 127, фиксирующие положение лапы 17 и клина 201, будут воздействовать значительные растягивающие усилия.
В еще одном варианте выполнения, первая боковая стенка 135а может быть расположена под углом, как показано на чертеже, притом что вторая боковая стенка 135b проходит примерно прямо наружу от центральной оси корпуса 13 долота. Расположенные под углом стороны 203 клина 201 будут продолжать прижимать лапу 17 к первой боковой стенке 135а, тем самым фиксируя положение лапы 17. В альтернативном варианте, первая сторона 203а клина 201 может быть наклонена, как показано, при этом вторая сторона 203b клина 201 проходит примерно прямо наружу от центральной оси корпуса 13 долота, вдоль второй боковой стенки 135b. В этом случае, наклоненная под углом сторона 203а клина 201 будет продолжать прижимать лапу 17 к первой боковой стенке 135а, тем самым фиксируя положение лапы 17. В любом случае, однако, стороны 203, 203а, 203b клина 201 не обязательно должны быть параллельными, но не должны иметь близкие углы, по отношению к направлению прямо наружу от центральной оси корпуса 13 долота.
Можно предположить, исходя из фиг. 8, что осевой конец 301 лапы 17, упирающийся в осевой конец 303 паза, будет нести большую часть, если не всю, нормальной осевой нагрузки в процессе бурения. В некоторых вариантах выполнения, лапа 17 может включать выступающую в радиальном направлении внутрь шпонку 305, входящую в шпоночный паз 307 в пазу 123. В этом случае, верхний конец 309 шпонки 305, упирающийся в корпус 13 долота, сможет взять на себя часть нормальной осевой нагрузки в процессе бурения. Возможно, более важным является то, что нижний конец 311 шпонки 305, упирающийся в корпус 13 долота, сможет принять на себя обратную осевую нагрузку, воздействующую на лапу 17, например, при обратном разбуривании. Шпонка 305 также может предотвратить воздействие на болты 127 больших либо вообще каких-либо срезающих нагрузок. В некоторых вариантах выполнения, шпонка 305 может быть жестко прикреплена к лапе 17 и может даже представлять собой составляющий единое целое выступ или утолщение, входящее в шпоночный паз 307 в пазу 123, принимая на себя такие нагрузки.
В любом случае, клин 201, в соответствии с настоящим изобретением, решает проблемы допусков, обычно связанные с частями модульной конструкции и ее сборкой. Клин 201 и другие аспекты настоящего изобретения также сводят к минимуму или устраняют какую-либо необходимость приваривать лапу 17 к корпусу 13 долота, тем самым упрощая процессы сборки, при этом сохраняя прочность сборки долота 11. Более того, эти особенности существенно упрощают ремонт долота, т.к. при ремонте долота 11 может потребоваться демонтаж небольшого числа приваренных компонентов, либо не потребуется вовсе, поскольку все основные компоненты просто свинчены болтами. Например, заваренные заглушки могут быть просто высверлены, обеспечивая доступ к болтам 127 для удаления и (или) замены лап 17, при необходимости.
Другие варианты выполнения, в которых используются одна или более особенностей описанных изобретений, могут быть предложены без отступления от существа настоящего изобретения. Кроме того, различные способы и варианты выполнения настоящего изобретения могут быть использованы в комбинации друг с другом для внесения изменений в раскрытые способы и варианты выполнения. Рассмотрение отдельных элементов может относиться к нескольким элементам, и наоборот. Например, совместно с каждой лапой 17 может быть использовано несколько клиньев 201.
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.
Изобретения были описаны применительно к предпочтительным и другим вариантам осуществления, но не каждый вариант осуществления изобретения был описан. Специалистам доступны очевидные модификации и изменения описанных вариантов осуществления. Раскрытые и нераскрытые варианты осуществления не подразумевают ограничения области притязаний или применения изобретения, предложенных Заявителем, напротив, в соответствии с патентным законодательством, Заявитель намерен обеспечить полную защиту всех таких модификаций и усовершенствований, попадающих в область притязаний или множество эквивалентов приведенной ниже формулы изобретения.

Claims (13)

1. Долото для бурения подземных пород, включающее:
корпус;
по меньшей мере одну фиксированную лопасть, связанную с корпусом и удерживающую по меньшей мере один режущий элемент;
одну или более лап, каждая из которых удерживает с возможностью вращения шарошку, имеющую по меньшей мере один режущий элемент, причем корпус долота имеет паз, который имеет первую и вторую боковые стенки, третью стенку, соединяющую боковые стенки, и который выполнен с возможностью установки в него установочной части лапы, имеющей боковую стенку, выполненную с возможностью сопряжения с первой боковой стенкой паза;
шпонку, размещенную между установочной частью лапы и стенкой паза;
клин, имеющий боковую сторону, наклоненную под тупым углом и выполненную с возможностью размещения между наклоненной под острым углом боковой стенкой лапы и второй боковой стенкой паза, тем самым фиксируя лапу внутри паза; и
несколько крепежных элементов, присоединяющих лапу и клин к корпусу долота.
2. Долото по п. 1, в котором первая и вторая боковые стенки паза выполнены параллельными.
3. Долото по п. 2, в котором одна из боковых стенок паза образует острый угол с третьей стенкой, а другая боковая стенка паза образует тупой угол.
4. Долото по п. 2, в котором клин размещен непосредственно рядом с боковой стенкой, наклоненной под тупым углом.
5. Долото по п. 1, в котором клин имеет две стороны, наклоненные под тупым углом.
6. Долото по п. 1, в котором несколько крепежных элементов включают один или более болтов, проходящих через клин и прикрепляющих клин вместе с лапой к корпусу долота.
7. Долото по п. 1, в котором шпонка выполнена с возможностью несения осевых нагрузок, а также срезающих нагрузок.
8. Гибридное буровое долото, включающее:
корпус;
по меньшей мере одну фиксированную лопасть, связанную с корпусом и удерживающую по меньшей мере один режущий элемент;
одну или более лап, удерживающих с возможностью вращения шарошку, каждая из которых имеет по меньшей мере один режущий элемент, причем корпус имеет паз, имеющий первую и вторую параллельные боковые стенки, третью стенку, соединяющую боковые стенки так, что одна из боковых стенок паза образует острый угол с третьей стенкой, а другая боковая стенка паза образует тупой угол, и паз выполнен с возможностью установки в него установочной части лапы, имеющей боковую стенку лапы, выполненную с возможностью сопряжения с боковой стенкой паза, образующей острый угол;
шпонку, размещенную между установочной частью лапы и стенкой паза;
клин, выполненный с возможностью размещения между боковой стенкой лапы и второй стенкой паза, тем самым фиксируя лапу внутри паза; и
несколько крепежных элементов, присоединяющих лапу и клин к корпусу долота.
9. Долото по п. 8, в котором клин размещен непосредственно у боковой стенки, наклоненной под тупым углом.
10. Долото по п. 8, в котором несколько крепежных элементов включают один или более болтов, проходящих через каждый клин и прикрепляющих клин вместе с лапой к корпусу долота.
11. Долото по п. 8, в котором наклоненная под тупым углом боковая стенка клина закреплена непосредственно у стороны лапы, наклоненной под острым углом.
12. Долото по п. 8, в котором шпонка выполнена с возможностью несения осевых нагрузок, а также срезающих нагрузок.
13. Долото по п. 8, в котором клин имеет две стороны, наклоненные под тупым углом.
RU2013141472/03A 2011-02-11 2012-02-07 Система и способ фиксации лапы на гибридных долотах RU2601645C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201161441907P 2011-02-11 2011-02-11
US61/441,907 2011-02-11
PCT/US2012/024134 WO2012109234A2 (en) 2011-02-11 2012-02-07 System and method for leg retention on hybrid bits

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2013141472A RU2013141472A (ru) 2015-03-20
RU2601645C2 true RU2601645C2 (ru) 2016-11-10

Family

ID=45688261

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013141472/03A RU2601645C2 (ru) 2011-02-11 2012-02-07 Система и способ фиксации лапы на гибридных долотах

Country Status (11)

Country Link
US (3) US20120205160A1 (ru)
EP (1) EP2673451B1 (ru)
CN (1) CN103443388B (ru)
BR (1) BR112013020524B1 (ru)
CA (1) CA2826685C (ru)
MX (1) MX337212B (ru)
PL (1) PL2673451T3 (ru)
RU (1) RU2601645C2 (ru)
SG (1) SG192650A1 (ru)
WO (1) WO2012109234A2 (ru)
ZA (1) ZA201306003B (ru)

Families Citing this family (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8678111B2 (en) 2007-11-16 2014-03-25 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit and design method
US8459378B2 (en) 2009-05-13 2013-06-11 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit
US9004198B2 (en) 2009-09-16 2015-04-14 Baker Hughes Incorporated External, divorced PDC bearing assemblies for hybrid drill bits
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
RU2601645C2 (ru) 2011-02-11 2016-11-10 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Система и способ фиксации лапы на гибридных долотах
EP2780532B1 (en) 2011-11-15 2020-01-08 Baker Hughes, a GE company, LLC Hybrid drill bits having increased drilling efficiency
CN203248077U (zh) * 2013-01-31 2013-10-23 郑宗杰 硬岩取芯钻头组件
MX2016009793A (es) * 2014-01-31 2016-12-08 Baker Hughes Inc Barrena de perforacion hibrida que tiene vida de servicio incrementada.
EP3521548B1 (en) * 2014-05-23 2020-10-14 Baker Hughes Holdings LLC Hybrid bit with mechanically attached roller cone elements
SG11201609528QA (en) * 2014-05-23 2016-12-29 Baker Hughes Inc Hybrid bit with mechanically attached rolling cutter assembly
US11428050B2 (en) 2014-10-20 2022-08-30 Baker Hughes Holdings Llc Reverse circulation hybrid bit
US10156099B2 (en) * 2016-01-13 2018-12-18 Baker Hughes Incorporated Downhole tools including fastening assemblies, and related methods
US10801266B2 (en) * 2018-05-18 2020-10-13 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Earth-boring tools having fixed blades and rotatable cutting structures and related methods
CN108625789B (zh) * 2018-05-22 2023-06-09 西南石油大学 分体式牙轮与pdc的复合钻头
WO2020176347A1 (en) * 2019-02-25 2020-09-03 Century Products Inc. Tapered joint for securing cone arm in hole opener
US11732531B2 (en) 2021-06-04 2023-08-22 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Modular earth boring tools having fixed blades and removable blade assemblies and related methods

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
US4359114A (en) * 1980-12-10 1982-11-16 Robbins Machine, Inc. Raise drill bit inboard cutter assembly
US4456082A (en) * 1981-05-18 1984-06-26 Smith International, Inc. Expandable rock bit
RU2034126C1 (ru) * 1992-03-10 1995-04-30 Сургутское отделение Западно-Сибирского научно-исследовательского и проектно-конструкторского института технологии глубокого разведочного бурения Разборное буровое долото
US6745858B1 (en) * 2001-08-24 2004-06-08 Rock Bit International Adjustable earth boring device
US7152702B1 (en) * 2005-11-04 2006-12-26 Smith International, Inc. Modular system for a back reamer and method

Family Cites Families (362)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3126067A (en) 1964-03-24 Roller bit with inserts
USRE23416E (en) 1951-10-16 Drill
US3126066A (en) 1964-03-24 Rotary drill bit with wiper blade
US372253A (en) 1887-10-25 Manufacture of glass tile
GB190310750A (en) * 1903-05-12 1904-03-31 Richard Nicholson Improvements in and relating to Rock Drilling Apparatus and the like.
US930759A (en) 1908-11-20 1909-08-10 Howard R Hughes Drill.
US993972A (en) * 1910-05-23 1911-05-30 Twentieth Century Drill Company Drill-bit.
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
US1729062A (en) 1927-08-15 1929-09-24 Reed Roller Bit Co Roller-cutter mounting
US1801720A (en) 1927-11-26 1931-04-21 Reed Roller Bit Co Roller bit
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
US2089187A (en) 1935-05-18 1937-08-10 Celanese Corp Preparation and use of textile threads
US2126036A (en) 1936-11-04 1938-08-09 Chicago Pneumatic Tool Co Earth boring drill
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
US2184067A (en) 1939-01-03 1939-12-19 John A Zublin Drill bit
US2288433A (en) 1939-08-19 1942-06-30 Cons Gas Electric Light And Po Welding joint
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
US2533258A (en) 1945-11-09 1950-12-12 Hughes Tool Co Drill cutter
US2533259A (en) 1946-06-28 1950-12-12 Hughes Tool Co Cluster tooth cutter
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
US2661931A (en) 1950-12-04 1953-12-08 Security Engineering Division Hydraulic rotary rock bit
US2719026A (en) 1952-04-28 1955-09-27 Reed Roller Bit Co Earth boring drill
US2725215A (en) 1953-05-05 1955-11-29 Donald B Macneir Rotary rock drilling tool
US2807444A (en) 1953-08-31 1957-09-24 Hughes Tool Co Well 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
US3039503A (en) * 1960-08-17 1962-06-19 Nell C Mainone Means for mounting cutter blades on a cylindrical cutterhead
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
US3294186A (en) 1964-06-22 1966-12-27 Tartan Ind Inc Rock bits and methods of making the same
US3397751A (en) 1966-03-02 1968-08-20 Continental Oil Co Asymmetric three-cone rock bit
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
US3907191A (en) 1973-10-24 1975-09-23 Dresser Ind Method of constructing a rotary rock bit
US4229638A (en) 1975-04-01 1980-10-21 Dresser Industries, Inc. Unitized rotary rock bit
US4006788A (en) 1975-06-11 1977-02-08 Smith International, Inc. Diamond cutter rock bit with penetration limiting
US4153832A (en) 1975-09-11 1979-05-08 Kobe Steel, Ltd. Overhead submerged arc welding process
JPS5382601A (en) 1976-12-28 1978-07-21 Tokiwa Kogyo Kk Rotary grinding type excavation drill head
SE7701680L (sv) 1977-02-16 1978-08-16 Skf Ab Axiallager for en rulle i en rullborrkrona sw 77 004 sw
US4108259A (en) * 1977-05-23 1978-08-22 Smith International, Inc. Raise drill with removable stem
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
US4260203A (en) 1979-09-10 1981-04-07 Smith International, Inc. Bearing structure for a rotary rock bit
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
US4408671A (en) 1980-04-24 1983-10-11 Munson Beauford E Roller cone drill 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
US4417629A (en) 1981-05-13 1983-11-29 Reed Rock Bit Company Drill bit and method of manufacture
US4468138A (en) 1981-09-28 1984-08-28 Maurer Engineering Inc. Manufacture of diamond bearings
US4448269A (en) 1981-10-27 1984-05-15 Hitachi Construction Machinery Co., Ltd. Cutter head for pit-boring machine
SE446646B (sv) 1981-12-15 1986-09-29 Santrade Ltd Bergborrkrona och sett att tillverka denna
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
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
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
US4525178A (en) 1984-04-16 1985-06-25 Megadiamond Industries, Inc. Composite polycrystalline diamond
SE457656B (sv) * 1984-06-18 1989-01-16 Santrade Ltd Borrkrona innefattande en roterande skaerrulle och borrhuvud innefattande saadan borrkrona
US4738389A (en) 1984-10-19 1988-04-19 Martin Marietta Corporation Welding using metal-ceramic composites
US4572306A (en) 1984-12-07 1986-02-25 Dorosz Dennis D E Journal bushing drill bit construction
US4802539A (en) 1984-12-21 1989-02-07 Smith International, Inc. Polycrystalline diamond bearing system for a roller cone rock bit
US4738322A (en) 1984-12-21 1988-04-19 Smith International Inc. Polycrystalline diamond bearing system for a roller cone rock bit
US4600064A (en) 1985-02-25 1986-07-15 Hughes Tool Company Earth boring bit with bearing sleeve
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
US4865137A (en) 1986-08-13 1989-09-12 Drilex Systems, Inc. Drilling apparatus and cutter
GB2194571B (en) 1986-08-13 1990-05-16 A Z Int Tool Co Drilling apparatus and cutter
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
DE3709836C1 (de) 1987-03-25 1988-09-29 Eastman Christensen Co Gleitlager fuer Tiefbohrwerkzeuge
US4765205A (en) 1987-06-01 1988-08-23 Bob Higdon Method of assembling drill bits and product assembled thereby
US4763736A (en) 1987-07-08 1988-08-16 Varel Manufacturing Company Asymmetrical rotary cone bit
US4756631A (en) 1987-07-24 1988-07-12 Smith International, Inc. Diamond bearing for high-speed drag bits
US4825964A (en) 1987-08-24 1989-05-02 Rives Allen K Arrangement for reducing seal damage between rotatable and stationary members
CA1270479A (en) 1987-12-14 1990-06-19 Jerome Labrosse Tubing bit opener
US4819703A (en) * 1988-05-23 1989-04-11 Verle L. Rice Blade mount for planar head
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
US4880068A (en) 1988-11-21 1989-11-14 Varel Manufacturing Company Rotary drill bit locking mechanism
US4981184A (en) 1988-11-21 1991-01-01 Smith International, Inc. Diamond drag bit for soft formations
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
US5166495A (en) 1989-09-11 1992-11-24 Esab Aktiebolag Method and apparatus for automatic multi-run welding
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
US5027914A (en) * 1990-06-04 1991-07-02 Wilson Steve B Pilot casing mill
US5199516A (en) * 1990-10-30 1993-04-06 Modular Engineering Modular drill bit
US5224560A (en) * 1990-10-30 1993-07-06 Modular Engineering Modular drill bit
US5137097A (en) * 1990-10-30 1992-08-11 Modular Engineering Modular drill bit
US5037212A (en) 1990-11-29 1991-08-06 Smith International, Inc. Bearing structure for downhole motors
US5145017A (en) 1991-01-07 1992-09-08 Exxon Production Research Company Kerf-cutting apparatus for increased drilling rates
US5092687A (en) 1991-06-04 1992-03-03 Anadrill, Inc. Diamond thrust bearing and method for manufacturing same
US5941322A (en) 1991-10-21 1999-08-24 The Charles Machine Works, Inc. Directional boring head with blade assembly
US5253939A (en) 1991-11-22 1993-10-19 Anadrill, Inc. High performance bearing pad for thrust bearing
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
US5342129A (en) 1992-03-30 1994-08-30 Dennis Tool Company Bearing assembly with sidewall-brazed PCD plugs
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
US5361859A (en) 1993-02-12 1994-11-08 Baker Hughes Incorporated Expandable gage bit for drilling and method of drilling
US5560440A (en) 1993-02-12 1996-10-01 Baker Hughes Incorporated Bit for subterranean drilling fabricated from separately-formed major components
US6209185B1 (en) 1993-04-16 2001-04-03 Baker Hughes Incorporated Earth-boring bit with improved rigid face seal
US6045029A (en) 1993-04-16 2000-04-04 Baker Hughes Incorporated Earth-boring bit with improved rigid face seal
US6068070A (en) 1997-09-03 2000-05-30 Baker Hughes Incorporated Diamond enhanced bearing for earth-boring bit
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
GB9314954D0 (en) 1993-07-16 1993-09-01 Camco Drilling Group Ltd Improvements in or relating to torary drill bits
ES2129086T3 (es) 1994-01-29 1999-06-01 Asea Brown Boveri Procedimiento para unir piezas metalicas por medio de soldadura por fusion con arco voltaico.
US5429200A (en) 1994-03-31 1995-07-04 Dresser Industries, Inc. Rotary drill bit with improved cutter
US5452771A (en) 1994-03-31 1995-09-26 Dresser Industries, Inc. Rotary drill bit with improved cutter and seal protection
US5472057A (en) 1994-04-11 1995-12-05 Atlantic Richfield Company Drilling with casing and retrievable bit-motor assembly
US5439068B1 (en) 1994-08-08 1997-01-14 Dresser Ind Modular rotary drill bit
US5595255A (en) 1994-08-08 1997-01-21 Dresser Industries, Inc. Rotary cone drill bit with improved support arms
US5606895A (en) 1994-08-08 1997-03-04 Dresser Industries, Inc. Method for manufacture and rebuild a rotary drill bit
US5439067B1 (en) * 1994-08-08 1997-03-04 Dresser Ind Rock bit with enhanced fluid return area
US5452770A (en) 1994-08-30 1995-09-26 Briscoe Tool Company Rock bit and improved forging method for manufacturing thereof
US5513715A (en) 1994-08-31 1996-05-07 Dresser Industries, Inc. Flat seal for a roller cone rock bit
US5494123A (en) 1994-10-04 1996-02-27 Smith International, Inc. Drill bit with protruding insert stabilizers
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
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
USD372253S (en) 1995-01-17 1996-07-30 Dresser Industries, Inc. Support arm and rotary cone for modular drill bit
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
CA2180066A1 (en) 1995-09-18 1997-03-19 Harold W. Seeds Method of welding aluminum drive shaft components
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
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.
US5839525A (en) 1996-12-23 1998-11-24 Camco International Inc. Directional drill bit
US5839526A (en) 1997-04-04 1998-11-24 Smith International, Inc. Rolling cone steel tooth bit with enhancements in cutter shape and placement
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
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
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
WO1999019597A1 (en) * 1997-10-14 1999-04-22 Dresser Industries, Inc. Rock bit with improved nozzle placement
US6220374B1 (en) 1998-01-26 2001-04-24 Dresser Industries, Inc. Rotary cone drill bit with enhanced thrust bearing flange
US6260635B1 (en) 1998-01-26 2001-07-17 Dresser Industries, Inc. Rotary cone drill bit with enhanced journal bushing
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
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.
CN2386178Y (zh) * 1999-03-23 2000-07-05 江汉石油钻头股份有限公司 一种混合钻头
AU774587B2 (en) 1999-05-14 2004-07-01 Tiger 19 Partners, Ltd Hole opener with multisized, replaceable arms and cutters
CN2380677Y (zh) * 1999-06-02 2000-05-31 杜晓瑞 混合型钻头
US6190050B1 (en) 1999-06-22 2001-02-20 Camco International, Inc. System and method for preparing wear-resistant bearing surfaces
US6170582B1 (en) 1999-07-01 2001-01-09 Smith International, Inc. Rock bit cone retention system
JP2001026944A (ja) 1999-07-16 2001-01-30 Kobelco Contstruction Machinery Ltd 建設機械の排気系構造
CA2314114C (en) 1999-07-19 2007-04-10 Smith International, Inc. Improved rock drill bit with neck protection
US6684967B2 (en) 1999-08-05 2004-02-03 Smith International, Inc. Side cutting gage pad improving stabilization and borehole integrity
US6460631B2 (en) 1999-08-26 2002-10-08 Baker Hughes Incorporated Drill bits with reduced exposure of cutters
US6533051B1 (en) 1999-09-07 2003-03-18 Smith International, Inc. Roller cone drill bit shale diverter
US6386302B1 (en) 1999-09-09 2002-05-14 Smith International, Inc. Polycrystaline diamond compact insert reaming tool
SE524046C2 (sv) 1999-09-24 2004-06-22 Varel Internat Inc Rullborrkrona
US6460635B1 (en) 1999-10-25 2002-10-08 Kalsi Engineering, Inc. Load responsive hydrodynamic bearing
US6843333B2 (en) 1999-11-29 2005-01-18 Baker Hughes Incorporated Impregnated rotary drag bit
US6510906B1 (en) 1999-11-29 2003-01-28 Baker Hughes Incorporated Impregnated bit with PDC cutters in cone area
JP3513698B2 (ja) 1999-12-03 2004-03-31 飛島建設株式会社 掘削ヘッド
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
JP2001295576A (ja) 2000-04-12 2001-10-26 Japan National Oil Corp ビット装置
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
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
EP1338705A1 (en) 2000-12-01 2003-08-27 Hitachi Construction Machinery Co., Ltd. Construction machinery
US6561291B2 (en) 2000-12-27 2003-05-13 Smith International, Inc. Roller cone drill bit structure having improved journal angle and journal offset
US6427791B1 (en) * 2001-01-19 2002-08-06 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Drill bit assembly for releasably retaining a drill bit cutter
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
US6729418B2 (en) * 2001-02-13 2004-05-04 Smith International, Inc. Back reaming tool
DE60203295T2 (de) 2001-07-06 2005-08-11 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Bohrmeissel zum bohren von bohrlöchern
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
US6601661B2 (en) 2001-09-17 2003-08-05 Baker Hughes Incorporated Secondary cutting structure
US6684966B2 (en) 2001-10-18 2004-02-03 Baker Hughes Incorporated PCD face seal for earth-boring bit
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
US20040031625A1 (en) 2002-08-19 2004-02-19 Lin Chih C. DLC coating for earth-boring bit bearings
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
AU2003900227A0 (en) * 2003-01-20 2003-02-06 Transco Manufacturing Australia Pty Ltd Attachment means for drilling equipment
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
US20040156676A1 (en) 2003-02-12 2004-08-12 Brent Boudreaux Fastener for variable mounting
GB2403313B (en) 2003-05-27 2007-10-17 Smith International Drill bit
US6904984B1 (en) 2003-06-20 2005-06-14 Rock Bit L.P. Stepped polycrystalline diamond compact insert
US7011170B2 (en) 2003-10-22 2006-03-14 Baker Hughes Incorporated Increased projection for compacts of a rolling cone drill bit
US7070011B2 (en) 2003-11-17 2006-07-04 Baker Hughes Incorporated Steel body rotary drill bits including support elements affixed to the bit body at least partially defining cutter pocket recesses
US7395882B2 (en) 2004-02-19 2008-07-08 Baker Hughes Incorporated Casing and liner drilling bits
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
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
US7434632B2 (en) 2004-03-02 2008-10-14 Halliburton Energy Services, Inc. Roller cone drill bits with enhanced drilling stability and extended life of associated bearings and seals
US20050252691A1 (en) 2004-03-19 2005-11-17 Smith International, Inc. Drill bit having increased resistance to fatigue cracking and method of producing same
US7647993B2 (en) 2004-05-06 2010-01-19 Smith International, Inc. Thermally stable diamond bonded materials and compacts
US7628230B2 (en) 2004-08-05 2009-12-08 Baker Hughes Incorporated Wide groove roller cone bit
ITMI20051579A1 (it) 2004-08-16 2006-02-17 Halliburton Energy Serv Inc Punte da trivella a coni rotanti con strutture di cuscinetto ottimizzate
US7754333B2 (en) 2004-09-21 2010-07-13 Smith International, Inc. Thermally stable diamond polycrystalline diamond constructions
GB0423597D0 (en) 2004-10-23 2004-11-24 Reedhycalog Uk Ltd Dual-edge working surfaces for polycrystalline diamond cutting elements
US7350601B2 (en) 2005-01-25 2008-04-01 Smith International, Inc. Cutting elements formed from ultra hard materials having an enhanced construction
US7435478B2 (en) 2005-01-27 2008-10-14 Smith International, Inc. Cutting structures
GB2438319B (en) 2005-02-08 2009-03-04 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
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
US7686104B2 (en) 2005-08-15 2010-03-30 Smith International, Inc. Rolling cone drill bit having cutter elements positioned in a plurality of differing radial positions
US7703982B2 (en) 2005-08-26 2010-04-27 Us Synthetic Corporation Bearing apparatuses, systems including same, and related methods
US9574405B2 (en) 2005-09-21 2017-02-21 Smith International, Inc. Hybrid disc bit with optimized PDC cutter placement
US7559695B2 (en) 2005-10-11 2009-07-14 Us Synthetic Corporation Bearing apparatuses, systems including same, and related methods
US7726421B2 (en) 2005-10-12 2010-06-01 Smith International, Inc. Diamond-bonded bodies and compacts with improved thermal stability and mechanical strength
US7624825B2 (en) 2005-10-18 2009-12-01 Smith International, Inc. Drill bit and cutter element having aggressive leading side
US7802495B2 (en) 2005-11-10 2010-09-28 Baker Hughes Incorporated Methods of forming earth-boring rotary drill bits
US7484576B2 (en) 2006-03-23 2009-02-03 Hall David R Jack element in communication with an electric motor and or generator
US7398837B2 (en) 2005-11-21 2008-07-15 Hall David R Drill bit assembly with a logging device
US7270196B2 (en) 2005-11-21 2007-09-18 Hall David R Drill bit assembly
CA2571062A1 (en) 2005-12-14 2007-06-14 Smith International, Inc. Rolling cone drill bit having non-uniform legs
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
US7621345B2 (en) 2006-04-03 2009-11-24 Baker Hughes Incorporated High density row on roller cone bit
US7832456B2 (en) 2006-04-28 2010-11-16 Halliburton Energy Services, Inc. Molds and methods of forming molds associated with manufacture of rotary drill bits and other downhole tools
CN101454533A (zh) 2006-05-26 2009-06-10 贝克休斯公司 用于土钻钻头减少追迹的切削结构
US8061453B2 (en) 2006-05-26 2011-11-22 Smith International, Inc. Drill bit with asymmetric gage pad configuration
US8286421B2 (en) 2006-09-07 2012-10-16 Volvo Group North America, Llc Exhaust diffuser for a truck
US7621348B2 (en) 2006-10-02 2009-11-24 Smith International, Inc. Drag 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
US8177000B2 (en) * 2006-12-21 2012-05-15 Sandvik Intellectual Property Ab Modular system for a back reamer and method
US7631709B2 (en) 2007-01-03 2009-12-15 Smith International, Inc. Drill bit and cutter element having chisel crest with protruding pilot portion
US8205692B2 (en) 2007-01-03 2012-06-26 Smith International, Inc. Rock bit and inserts with a chisel crest having a broadened region
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
US7681673B2 (en) 2007-06-12 2010-03-23 Smith International, Inc. Drill bit and cutting element having multiple cutting edges
US7847437B2 (en) 2007-07-30 2010-12-07 Gm Global Technology Operations, Inc. Efficient operating point for double-ended inverter system
US7823664B2 (en) 2007-08-17 2010-11-02 Baker Hughes Incorporated Corrosion protection for head section of earth boring bit
US7836975B2 (en) 2007-10-24 2010-11-23 Schlumberger Technology Corporation Morphable bit
EP2231991A1 (en) 2007-11-14 2010-09-29 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
US7938204B2 (en) 2007-12-21 2011-05-10 Baker Hughes Incorporated Reamer with improved hydraulics for use in a wellbore
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
US8028773B2 (en) 2008-01-16 2011-10-04 Smith International, Inc. Drill bit and cutter element having a fluted geometry
US20090236147A1 (en) 2008-03-20 2009-09-24 Baker Hughes Incorporated Lubricated Diamond Bearing Drill Bit
US20090272582A1 (en) 2008-05-02 2009-11-05 Baker Hughes Incorporated Modular hybrid drill bit
US7861805B2 (en) 2008-05-15 2011-01-04 Baker Hughes Incorporated Conformal bearing for rock 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
US9381600B2 (en) 2008-07-22 2016-07-05 Smith International, Inc. Apparatus and methods to manufacture PDC bits
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
US20100155146A1 (en) 2008-12-19 2010-06-24 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit with high pilot-to-journal diameter ratio
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
CN102439258B (zh) 2009-05-08 2014-06-18 创斯科制造澳大利亚公司 钻孔设备和用于钻孔设备的连接装置
US8459378B2 (en) 2009-05-13 2013-06-11 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit
CN104533298B (zh) 2009-05-20 2017-09-29 史密斯国际股份有限公司 切削元件、用于制造这种切削元件的方法和包含这种切削元件的工具
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
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
US8201646B2 (en) 2009-11-20 2012-06-19 Edward Vezirian Method and apparatus for a true geometry, durable rotating drill bit
WO2011084944A2 (en) 2010-01-05 2011-07-14 Smith International, Inc. High-shear roller cone and pdc hybrid bit
US9067305B2 (en) 2010-05-18 2015-06-30 Element Six Abrasives S.A. Polycrystalline diamond
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
RU2601645C2 (ru) * 2011-02-11 2016-11-10 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Система и способ фиксации лапы на гибридных долотах
US9782857B2 (en) * 2011-02-11 2017-10-10 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit having increased service life
EP2780532B1 (en) 2011-11-15 2020-01-08 Baker Hughes, a GE company, LLC Hybrid drill bits having increased drilling efficiency
WO2015102891A1 (en) 2013-12-31 2015-07-09 Smith International, Inc. Multi-piece body manufacturing method of hybrid bit

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
US4359114A (en) * 1980-12-10 1982-11-16 Robbins Machine, Inc. Raise drill bit inboard cutter assembly
US4456082A (en) * 1981-05-18 1984-06-26 Smith International, Inc. Expandable rock bit
RU2034126C1 (ru) * 1992-03-10 1995-04-30 Сургутское отделение Западно-Сибирского научно-исследовательского и проектно-конструкторского института технологии глубокого разведочного бурения Разборное буровое долото
US6745858B1 (en) * 2001-08-24 2004-06-08 Rock Bit International Adjustable earth boring device
US7152702B1 (en) * 2005-11-04 2006-12-26 Smith International, Inc. Modular system for a back reamer and method

Also Published As

Publication number Publication date
MX2013009044A (es) 2014-02-11
US9476259B2 (en) 2016-10-25
CA2826685A1 (en) 2012-08-16
US20160230468A1 (en) 2016-08-11
PL2673451T3 (pl) 2015-11-30
US20120205160A1 (en) 2012-08-16
WO2012109234A2 (en) 2012-08-16
CN103443388B (zh) 2015-10-21
RU2013141472A (ru) 2015-03-20
BR112013020524A2 (pt) 2016-10-25
CN103443388A (zh) 2013-12-11
US10132122B2 (en) 2018-11-20
ZA201306003B (en) 2014-05-28
CA2826685C (en) 2016-03-29
US20180266184A9 (en) 2018-09-20
MX337212B (es) 2016-02-17
EP2673451B1 (en) 2015-05-27
WO2012109234A3 (en) 2013-04-25
US20150197992A1 (en) 2015-07-16
EP2673451A2 (en) 2013-12-18
SG192650A1 (en) 2013-09-30
BR112013020524B1 (pt) 2020-09-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2601645C2 (ru) Система и способ фиксации лапы на гибридных долотах
US8356398B2 (en) Modular hybrid drill bit
US8978786B2 (en) System and method for adjusting roller cone profile on hybrid bit
US3818999A (en) Wall contacting tool
CN107208463B (zh) 平衡的螺纹牙形、采用平衡的螺纹牙形的管材和相关方法
ES2346056T3 (es) Medio de union para equipo de perforacion.
US20100212969A1 (en) Stabilizer assemblies with bearing pad locking structures and tools incorporating same
RU2669623C1 (ru) Буровые системы и гибридные буровые долота для бурения в подземной породе и способы, связанные с ними
CN202300207U (zh) 一种新型可换刀翼扩孔器
US11041343B2 (en) Connectors for high temperature geothermal wells
AU764928B2 (en) Bit connector
US20160201434A1 (en) Modular drilling reamer
RU2327849C1 (ru) Опора шарошечного долота и способ ее монтажа (варианты)
US6767132B2 (en) Connecting rod bearing
CA1090325A (en) Replaceable sleeve drill collar stabilizer
AU2021294605A1 (en) Improved drill bit
US1909925A (en) Drilling bit
CA2253503A1 (en) Stabiliser for borehole drilling apparatus
RU2785702C1 (ru) Буровое долото pdc с разжимным пружинным стопором для вращающихся резцов
US20050199427A1 (en) Drilling on gauge sub
RU2494217C1 (ru) Буровой инструмент
US20170159366A1 (en) Tungsten carbide insert bit with milled steel teeth
RU2467148C1 (ru) Способ монтажа опоры шарошечного долота