RU2652726C1 - Blade chisel with wear-resistant cylindrical cutting structure - Google Patents

Blade chisel with wear-resistant cylindrical cutting structure Download PDF

Info

Publication number
RU2652726C1
RU2652726C1 RU2017116580A RU2017116580A RU2652726C1 RU 2652726 C1 RU2652726 C1 RU 2652726C1 RU 2017116580 A RU2017116580 A RU 2017116580A RU 2017116580 A RU2017116580 A RU 2017116580A RU 2652726 C1 RU2652726 C1 RU 2652726C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
cutting
range
bit
pdc
wear
Prior art date
Application number
RU2017116580A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Рафис Рафилевич Мингазов
Андрей Григорьевич Балута
Артур Наилевич Шарипов
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ")
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 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") filed Critical Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ")
Priority to RU2017116580A priority Critical patent/RU2652726C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2652726C1 publication Critical patent/RU2652726C1/en
Priority to US15/977,215 priority patent/US20180328116A1/en

Links

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
    • E21B10/46—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts
    • E21B10/56—Button-type inserts
    • E21B10/567—Button-type inserts with preformed cutting elements mounted on a distinct support, e.g. polycrystalline inserts
    • 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
    • E21B10/42—Rotary drag type drill bits with teeth, blades or like cutting elements, e.g. fork-type bits, fish tail bits
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B10/00—Drill bits
    • E21B10/42—Rotary drag type drill bits with teeth, blades or like cutting elements, e.g. fork-type bits, fish tail bits
    • E21B10/43—Rotary drag type drill bits with teeth, blades or like cutting elements, e.g. fork-type bits, fish tail bits characterised by the arrangement of teeth or other cutting elements
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B10/00—Drill bits
    • E21B10/46—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts
    • E21B10/54—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts the bit being of the rotary drag type, e.g. fork-type bits
    • E21B10/55—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts the bit being of the rotary drag type, e.g. fork-type bits with preformed cutting elements

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)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

FIELD: mining.
SUBSTANCE: invention relates to the blade chisel of the cutting share action for drilling rock strata for oil and gas or other purposes. Blade chisel with a wear-resistant cylindrical cutting structure includes a housing with a connecting thread, a central channel and outlet openings, protected carbide coated blades with a calibration part, the main cutting profile with a lot of PDC cutters. PDC cutters are installed from the central axis of the bit to the nominal bit diameter inclusive and are made with a thickness of the diamond layer in the range of 0.5 to 3 mm, have a leached layer in the range of 0.1 to 1 mm and a chamfer in the range of 0.05 to 1.5 mm. PDC cutters axes form an angle in the range of 40 to 90° with the cutting direction. Cutting process occurs with a chamfer, an end and a cylindrical surface of the diamond layer of the PDC cutter.
EFFECT: technical result consists in reducing the cutting forces on the chisel cutters, increasing their wear resistance and drilling speed.
1 cl, 9 dwg

Description

Изобретение относится к лопастным долотам режуще-скалывающего действия, для бурения толщи горных пород под нефть и газ или другого назначения.The invention relates to blade bits of shearing and shearing action, for drilling a rock mass for oil and gas or other purposes.

Известно буровое долото, принятое в качестве аналога, включающее корпус с множеством лопастей, конусную, плечевую, калибрующую части, оснащенные клиновидными выщелоченными режущими элементами, установленные с отрицательным углом резания (патент США №7757785, Е21В 10/46, 20.07.2010 г.).Known drill bit, adopted as an analogue, including a housing with many blades, tapered, shoulder, calibrating parts equipped with wedge-shaped leached cutting elements installed with a negative cutting angle (US patent No. 7757785, ЕВВ 10/46, 07/20/2010) .

Предлагаемый аналог имеет недостаток, связанный со стойкостью вооружения долота.The proposed analogue has the disadvantage associated with the stability of the armament of the bit.

По результатам VTL теста известно, что при установке выщелоченного PDC резца с отрицательным углом резания интенсивность износа, зависящая от объема выбуренной породы, как показано на фиг. 1, имеет экспоненциальную зависимость, в которой можно выделить три участка. Первый участок обусловлен работой выщелоченного алмазного слоя PDC резца, износ алмазного слоя при этом минимален. На втором участке после износа выщелоченного алмазного слоя в работу дополнительно вступает невыщелоченный алмазный слой PDC резца, который изнашивается интенсивнее. На третьем участке в работу дополнительно вступает твердосплавная подложка алмазного слоя PDC резца. Интенсивность износа на третьем участке больше по сравнению с первыми двумя участками, поскольку абразивная стойкость твердосплавной подложки значительно ниже алмазного слоя PDC резца. Как показано на фиг. 2, каждому этапу кривой износа соответствует площадь контакта изношенной поверхности алмазного слоя PDC резца P1, Р2, Р3 соответственно. Интенсивный рост невыщелоченных площадей Р2 и Р3 активно генерирует тепло, приводящее к быстрому износу, что ведет к экспоненциальному росту на 2 и 3 участке кривой износа. Данное долото будет быстро изнашиваться, теряя механическую скорость бурения.According to the results of the VTL test, it is known that when a leached PDC cutter with a negative cutting angle is installed, the wear rate depends on the volume of the cuttings, as shown in FIG. 1 has an exponential relationship in which three sections can be distinguished. The first section is due to the work of the leached diamond layer of the PDC cutter, the wear of the diamond layer is minimal. In the second section, after the leached diamond layer is worn out, the non-leached diamond PDC cutter layer, which wears out more, comes into operation. In the third section, the carbide substrate of the diamond PDC cutter layer additionally comes into operation. The wear rate in the third section is greater compared to the first two sections, since the abrasion resistance of the carbide substrate is much lower than the diamond layer of the PDC cutter. As shown in FIG. 2, each stage of the wear curve corresponds to the contact area of the worn surface of the diamond layer PDC of the cutter P1, P2, P3, respectively. The intensive growth of non-leached areas P2 and P3 actively generates heat, which leads to rapid wear, which leads to an exponential growth in sections 2 and 3 of the wear curve. This bit will wear out quickly, losing the mechanical drilling speed.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является буровое лопастное долото с режущими PDC элементами цилиндрической формы, расположенными так, чтобы их ось образовывала с осью, перпендикулярной к забою в точке контакта режущих PDC элементов и породы, угол 5-40 градусов, режущие PDC элементы цилиндрической формы имеют коническое окончание и располагают данные режущие PDC элементы на расстоянии от центра долота, не превышающее половины номинального диаметра долота (патент США №6332503, Е21В 10/16, опубл. 25.12.2001 г.).Closest to the proposed invention is a drill blade with PDC cutting elements of cylindrical shape, arranged so that their axis forms with an axis perpendicular to the bottom at the contact point of PDC cutting elements and rocks, an angle of 5-40 degrees, cylindrical cutting PDC elements have conical end and place these PDC cutting elements at a distance from the center of the bit, not exceeding half the nominal diameter of the bit (US patent No. 6332503, ЕВВ 10/16, publ. 12/25/2001).

Недостатком данного изобретения является то, что режущие PDC элементы, расположенные только в центральной части в пределах половины диаметра долота, не способны существенно изменить необходимый момент долота в целом. Это объясняется тем, что резцы центральной части долота требуют приложения к ним меньшего крутящего момента в силу малого радиуса установки. А значит, долоту присущи те же недостатки, что и долотам с резцами с отрицательным углом резания в центральной части, а именно сильная зависимость необходимого для вращения крутящего момента от приложенной осевой нагрузки. Для увеличения механической скорости бурения таким долотом потребуется большая удельная энергия на разрушение горной породы.The disadvantage of this invention is that PDC cutting elements located only in the central part within half the diameter of the bit are not able to significantly change the required moment of the bit as a whole. This is due to the fact that the cutters of the central part of the bit require a smaller torque to be applied to them due to the small installation radius. This means that the bit has the same drawbacks as bits with cutters with a negative cutting angle in the central part, namely, a strong dependence of the torque required for rotation on the applied axial load. To increase the mechanical speed of drilling with such a bit, a large specific energy will be required to destroy the rock.

Также недостатком является то, что данное долото будет интенсивно изнашиваться, поскольку режущие элементы, установленные под отрицательным углом резания за пределом половины номинального диаметра, изнашиваются по экспоненциальной зависимости.Another disadvantage is that this bit will wear out intensively, since the cutting elements installed at a negative cutting angle beyond half the nominal diameter wear out exponentially.

Целью данного изобретения является увеличение скорости бурения с повышением износостойкости вооружения режущих элементов.The aim of this invention is to increase the speed of drilling with increasing wear resistance of weapons of cutting elements.

Технический результат заключается в уменьшении сил резания на резцах долота, что увеличит их износостойкость и скорость бурения.The technical result consists in reducing the cutting forces on the cutters of the bit, which will increase their wear resistance and drilling speed.

Данный технический результат достигается тем, что в лопастном долоте с износостойкой цилиндрической режущей структурой, включающем корпус с присоединительной резьбой, центральным каналом и выходными отверстиями, защищенными твердосплавным покрытием лопастями с калибрующей частью, основным режущим профилем с множеством PDC резцов, часть из которых имеет ось, расположенную под углом к направлению резания, согласно изобретению PDC резцы установлены от центральной оси долота до номинального диаметра долота включительно и выполнены с толщиной алмазного слоя в интервале от 0,5 до 3 мм, имеют выщелоченный слой в диапазоне от 0,1 до 1 мм и фаску в пределах от 0,05 до 1,5 мм, при этом их оси образуют с направлением резания угол в интервале от 40 до 90 градусов, а процесс резания происходит фаской, торцевой и цилиндрической поверхностью алмазного слоя PDC резца.This technical result is achieved in that in a blade bit with a wear-resistant cylindrical cutting structure, comprising a housing with a connecting thread, a central channel and outlet openings protected by carbide-coated blades with a calibrating part, the main cutting profile with many PDC cutters, some of which have an axis, located at an angle to the cutting direction, according to the invention PDC cutters are installed from the central axis of the bit to the nominal diameter of the bit inclusive and are made with a thickness diamond layer in the range from 0.5 to 3 mm, have a leached layer in the range from 0.1 to 1 mm and a chamfer in the range from 0.05 to 1.5 mm, while their axes form an angle in the interval with the cutting direction from 40 to 90 degrees, and the cutting process takes place on the chamfer, end and cylindrical surface of the diamond layer of the PDC cutter.

На PDC резце с фаской в пределах от 0,05 до 1,5 мм на алмазном слое толщиной в интервале от 0,5 до 3 мм и с выщелоченным слоем в диапазоне от 0,1 до 1 мм создается меньшая режущая сила, повышается износостойкость за счет того, что PDC резец установлен так, что его ось образует с направлением резания в точке касания с породой угол А в пределах от 40 до 90 градусов.On a PDC cutter with a bevel in the range from 0.05 to 1.5 mm on a diamond layer with a thickness in the range from 0.5 to 3 mm and with a leached layer in the range from 0.1 to 1 mm, a lower cutting force is created, and wear resistance increases due to the fact that the PDC cutter is set so that its axis forms an angle A from 40 to 90 degrees with the cutting direction at the point of contact with the rock.

Поиск по отличительным признакам выявил техническое решение, в котором первичные режущие элементы установлены с отрицательным углом резания, а вторичные режущие элементы установлены за первичными и расположены на лопасти так, что их оси составляют с забоем угол в интервале от 3 до 5 градусов (патент США №6408958, Е21В 10/56, опубл. 25.06.2002 г.).A search for distinguishing features revealed a technical solution in which the primary cutting elements are installed with a negative cutting angle, and the secondary cutting elements are installed behind the primary and are located on the blades so that their axes face the angle in the range from 3 to 5 degrees (US patent No. 6408958, ЕВВ 10/56, published on June 25, 2002).

Однако указанные вторичные элементы имеют другое назначение - они работают как вспомогательное вооружение, ограничивающее внедрение основного вооружения и стабилизирующее долото в процессе бурения. Данные вторичные режущие элементы срезают незначительный объем горной породы или вступают в работу по мере износа основного вооружения. Основная доля горной породы срезается первым рядом режущих элементов, установленных под обычным отрицательным углом резания, соответственно энергоемкость долота будет соответствовать обычному долоту.However, these secondary elements have a different purpose - they work as auxiliary weapons, limiting the introduction of primary weapons and stabilizing the bit during drilling. These secondary cutting elements cut off a small amount of rock or come into operation as the primary weapons wear out. The main share of the rock is cut off by the first row of cutting elements installed at the usual negative angle of cutting, respectively, the energy intensity of the bit will correspond to the usual bit.

Предлагаемое изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 показана экспоненциальная кривая износа при VTL - тесте; на фиг. 2 - площади износа PDC резца; на фиг. 3 - общий вид лопастного долота; на фиг. 4 изображен разрез A-A PDC резца; на фиг. 5 - разрез А-А PDC резца при резании горной породы; на фиг. 6, 7 соответственно изображены силовые характеристики "момент-осевая нагрузка" и "момент-проходка за оборот" для долот согласно изобретению и обычного долота; на фиг. 8 - сравнительные результаты VTL тестов PDC резцов с установкой согласно изобретению и обычной установкой; на фиг. 9 изображен сравнительный износ PDC резцов с установкой согласно изобретению и обычной установкой.The invention is illustrated by drawings, where in FIG. Figure 1 shows the exponential wear curve for the VTL test; in FIG. 2 - wear area PDC cutter; in FIG. 3 - general view of the blade bit; in FIG. 4 shows a section A-A PDC cutter; in FIG. 5 is a section A-A of the PDC cutter when cutting rock; in FIG. 6, 7 respectively show the force characteristics “moment-axial load” and “moment-penetration per revolution” for bits according to the invention and a conventional bit; in FIG. 8 shows comparative results of VTL tests of PDC cutters with an apparatus according to the invention and a conventional apparatus; in FIG. 9 shows the comparative wear of the PDC cutters with the apparatus of the invention and conventional apparatus.

Лопастное долото с износостойкой цилиндрической режущей структурой состоит из корпуса 1 с присоединительной резьбой 2 к колонне бурильных труб, центрального канала 3 с выходными отверстиями 4 для подачи промывочной жидкости, защищенных твердосплавным покрытием лопастей 5, состоящих из калибрующей части 6 и основного режущего профиля. На основном режущем профиле размещены от центральной оси долота 7 до номинального диаметра долота 8 включительно алмазные PDC резцы 9 с толщиной алмазного слоя D в интервале от 0,5 до 3 мм, имеющие, как показано на разрезе А-А на фиг. 4, выщелоченный слой L в диапазоне от 0,05 до 1,5 мм, торцевую плоскую поверхность Т, цилиндрическую поверхность С и фаску F в пределах от 0,05 до 1,5 мм. Как показано на фиг. 5, алмазный PDC резец 9 установлен так, что его ось О образует с направлением резания 10 угол А в пределах от 40 до 90 градусов. За счет описанного расположения процесс резания происходит совокупностью рабочей области 11, состоящей из фаски F, плоской торцевой поверхности Т и цилиндрической поверхности С PDC резца 9.A blade with a wear-resistant cylindrical cutting structure consists of a housing 1 with a connecting thread 2 to the drill pipe string, a central channel 3 with outlet holes 4 for supplying flushing fluid, protected by carbide-coated blades 5, consisting of a calibrating part 6 and the main cutting profile. On the main cutting profile are placed from the central axis of the bit 7 to the nominal diameter of the bit 8 inclusive of diamond PDC cutters 9 with a diamond layer thickness D in the range from 0.5 to 3 mm, having, as shown in section AA in FIG. 4, the leached layer L in the range from 0.05 to 1.5 mm, the end face flat surface T, the cylindrical surface C and the chamfer F in the range from 0.05 to 1.5 mm. As shown in FIG. 5, the diamond PDC cutter 9 is mounted so that its axis O forms an angle A with a cutting direction 10 from 40 to 90 degrees. Due to the described arrangement, the cutting process occurs as a set of working area 11, consisting of a chamfer F, a flat end surface T and a cylindrical surface C PDC of the cutter 9.

Предлагаемое изобретение работает следующим образом.The present invention works as follows.

Лопастное долото наворачивается на колонну бурильных труб (не показана) и спускается на забой скважины, где происходит процесс бурения. Как показано на фиг. 5, в процессе вращения лопастного долота установленный PDC резец 9 срезает горную породу Z рабочей областью 11. Возникающая при этом на PDC резцах 9 осевая сила для поддержания заданной проходки за оборот и сила резания будут меньше, чем при обычном (или ранее применяемом) резании с отрицательным углом установки. Следовательно, как показано на фиг. 6, сила резания на PDC резцах 9, установленных описанным выше способом, создает на долоте меньший необходимый крутящий момент, чем на долоте с обычной (или ранее применяемой) установкой PDC резцов с обратным углом резания при равных значениях осевой нагрузки на долото. Как показано на фиг. 7, на долоте создается меньший необходимый крутящий момент, чем на долоте с обычной установкой PDC резцов при равных значениях проходки за оборот. В итоге предлагаемому лопастному долоту потребуется меньше удельной энергии на разрушение горной породы, чем долоту с отрицательными углами резания, что обеспечит высокие скорости бурения. Преимущества меньшего крутящего момента предлагаемого долота можно реализовать, повысив частоту вращения долота, что увеличит механическую скорость бурения.The vane bit is screwed onto a drill pipe string (not shown) and lowered to the bottom of the well where the drilling process takes place. As shown in FIG. 5, during the rotation of the blade, the PDC-mounted cutter 9 cuts the rock Z by the working area 11. The axial force arising on the PDC cutters 9 to maintain a given penetration per revolution and the cutting force will be less than with conventional (or previously used) cutting with negative installation angle. Therefore, as shown in FIG. 6, the cutting force on the PDC cutters 9 installed in the manner described above creates a lower required torque on the bit than on a bit with a conventional (or previously used) installation of PDC cutters with a reverse cutting angle with equal axial loads on the bit. As shown in FIG. 7, a lower required torque is created on the bit than on a bit with the usual installation of PDC cutters with equal penetration per revolution. As a result, the proposed blade bit will require less specific energy for rock destruction than a bit with negative cutting angles, which will provide high drilling speeds. The advantages of a lower torque of the proposed bit can be realized by increasing the rotational speed of the bit, which will increase the mechanical drilling speed.

В плане ударной стойкости вооружения предлагаемый способ установки PDC резца 9 эффективнее. В процессе резания горной породы при возникновении неустойчивых режимов работы весь удар приходится, как показано на фиг. 5, на совокупность рабочей области 11 алмазного слоя D, состоящей из плоской торцевой поверхности Т, фаски F и цилиндрической поверхности С (фиг. 4). В предлагаемом способе установки алмазного PDC резца 9 данная совокупность площадей значительно больше, чем при обычном способе установки с отрицательным углом резания, следовательно, разрушающие напряжения на резце будут значительно меньше, что предотвращает его разрушение.In terms of impact resistance of weapons, the proposed method for installing PDC cutter 9 is more effective. In the process of cutting rocks when unstable operating conditions occur, the entire impact falls, as shown in FIG. 5, for the aggregate of the working area 11 of the diamond layer D, consisting of a flat end surface T, a chamfer F and a cylindrical surface C (Fig. 4). In the proposed method for installing a diamond PDC cutter 9, this set of areas is significantly larger than with the usual installation method with a negative cutting angle, therefore, the breaking stresses on the cutter will be much less, which prevents its destruction.

Абразивная стойкость согласно VTL-тесту в первой зоне износа (зона работы выщелоченного слоя) выщелоченного PDC резца 9, установленного описанным выше способом, будет эффективнее, чем при обычном способе установки с отрицательным углом (фиг. 8). Как показано на фиг. 9, при одинаковой высоте износа выщелоченного слоя W запас алмазного слоя больше до 10 раз, чем при обычном расположении PDC резца с обратным углом резания, что увеличивает ресурс работы.The abrasion resistance according to the VTL test in the first wear zone (zone of operation of the leached layer) of the leached PDC cutter 9, installed as described above, will be more effective than with the usual installation method with a negative angle (Fig. 8). As shown in FIG. 9, with the same wear height of the leached layer W, the supply of the diamond layer is up to 10 times greater than with the usual arrangement of the PDC cutter with a reverse cutting angle, which increases the service life.

Таким образом, вышеупомянутые преимущества повышают абразивную стойкость PDC резца.Thus, the above advantages increase the abrasion resistance of the PDC cutter.

Использование предлагаемого изобретения позволит снизить силы резания на резцах лопастного долота снижающие моментоемкость и повышающие стойкость вооружения долота при разрушении горных пород.The use of the present invention will reduce the cutting forces on the blades of the blade bits that reduce the torque and increase the stability of the armament of the bit during the destruction of rocks.

Claims (1)

Лопастное долото с износостойкой цилиндрической режущей структурой, включающее корпус с присоединительной резьбой, центральным каналом и выходными отверстиями, защищенными твердосплавным покрытием лопастями с калибрующей частью, основным режущим профилем с множеством PDC резцов, часть из которых имеет ось, расположенную под углом к направлению резания, отличающееся тем, что PDC резцы установлены от центральной оси долота до номинального диаметра долота включительно и выполнены с толщиной алмазного слоя в интервале от 0,5 до 3 мм, имеют выщелоченный слой в диапазоне от 0,1 до 1 мм и фаску в пределах от 0,05 до 1,5 мм, при этом их оси образуют с направлением резания угол в интервале от 40 до 90°, а процесс резания происходит фаской, торцевой и цилиндрической поверхностью алмазного слоя PDC резца.A vane bit with a wear-resistant cylindrical cutting structure, comprising a body with a connecting thread, a central channel and outlet openings protected by carbide-coated blades with a calibrating part, the main cutting profile with many PDC cutters, some of which have an axis located at an angle to the cutting direction, different the fact that PDC cutters are installed from the central axis of the bit to the nominal diameter of the bit inclusive and are made with a diamond layer thickness in the range from 0.5 to 3 mm, have a high herringbone layer in the range from 0.1 to 1 mm and a chamfer in the range from 0.05 to 1.5 mm, while their axes form an angle with a cutting direction in the range from 40 to 90 °, and the cutting process is facet, The cylindrical surface of the diamond layer is a PDC cutter.
RU2017116580A 2017-05-11 2017-05-11 Blade chisel with wear-resistant cylindrical cutting structure RU2652726C1 (en)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017116580A RU2652726C1 (en) 2017-05-11 2017-05-11 Blade chisel with wear-resistant cylindrical cutting structure
US15/977,215 US20180328116A1 (en) 2017-05-11 2018-05-11 Drag bit with wear-resistant cylindrical cutting structure

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017116580A RU2652726C1 (en) 2017-05-11 2017-05-11 Blade chisel with wear-resistant cylindrical cutting structure

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2652726C1 true RU2652726C1 (en) 2018-04-28

Family

ID=62105359

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017116580A RU2652726C1 (en) 2017-05-11 2017-05-11 Blade chisel with wear-resistant cylindrical cutting structure

Country Status (2)

Country Link
US (1) US20180328116A1 (en)
RU (1) RU2652726C1 (en)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109356600B (en) * 2018-11-18 2024-04-23 中电建铁路建设投资集团有限公司 Multi-layer diamond composite sheet cutting knife for shield

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6332503B1 (en) * 1992-01-31 2001-12-25 Baker Hughes Incorporated Fixed cutter bit with chisel or vertical cutting elements
US6408958B1 (en) * 2000-10-23 2002-06-25 Baker Hughes Incorporated Superabrasive cutting assemblies including cutters of varying orientations and drill bits so equipped
RU2377111C1 (en) * 2008-05-26 2009-12-27 Открытое акционерное общество "Волгабурмаш" (ОАО "Волгабурмаш") Method of manufacture of diamont drill bit
US20130292186A1 (en) * 2012-05-03 2013-11-07 Smith International, Inc. Gage cutter protection for drilling bits
RU2549653C1 (en) * 2014-01-15 2015-04-27 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") Blade drilling bit (versions)

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5437343A (en) * 1992-06-05 1995-08-01 Baker Hughes Incorporated Diamond cutters having modified cutting edge geometry and drill bit mounting arrangement therefor
GB0423597D0 (en) * 2004-10-23 2004-11-24 Reedhycalog Uk Ltd Dual-edge working surfaces for polycrystalline diamond cutting elements
US7441612B2 (en) * 2005-01-24 2008-10-28 Smith International, Inc. PDC drill bit using optimized side rake angle
WO2008076420A1 (en) * 2006-12-18 2008-06-26 Baker Hughes Incorporated Superabrasive cutting elements with enhanced durability and increased wear life, and drilling apparatus so equipped
US8978789B1 (en) * 2010-07-28 2015-03-17 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compact including an at least bi-layer polycrystalline diamond table, methods of manufacturing same, and applications therefor
RU2014122863A (en) * 2012-06-13 2015-12-10 Варел Интернэшнл Инд., Л.П. POLYCRYSTALLINE DIAMOND CUTTERS FOR HIGHER STRENGTH AND HEAT RESISTANCE
US9316059B1 (en) * 2012-08-21 2016-04-19 Us Synthetic Corporation Polycrystalline diamond compact and applications therefor
CN104956026B (en) * 2012-12-03 2018-06-05 阿特拉钻孔技术有限合伙公司 Earth-boring tools with improved cutting members angle of heel arrangement
US9610555B2 (en) * 2013-11-21 2017-04-04 Us Synthetic Corporation Methods of fabricating polycrystalline diamond and polycrystalline diamond compacts
US10633928B2 (en) * 2015-07-31 2020-04-28 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Polycrystalline diamond compacts having leach depths selected to control physical properties and methods of forming such compacts
US9890595B2 (en) * 2015-08-03 2018-02-13 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of forming and methods of repairing earth boring-tools

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6332503B1 (en) * 1992-01-31 2001-12-25 Baker Hughes Incorporated Fixed cutter bit with chisel or vertical cutting elements
US6408958B1 (en) * 2000-10-23 2002-06-25 Baker Hughes Incorporated Superabrasive cutting assemblies including cutters of varying orientations and drill bits so equipped
RU2377111C1 (en) * 2008-05-26 2009-12-27 Открытое акционерное общество "Волгабурмаш" (ОАО "Волгабурмаш") Method of manufacture of diamont drill bit
US20130292186A1 (en) * 2012-05-03 2013-11-07 Smith International, Inc. Gage cutter protection for drilling bits
RU2549653C1 (en) * 2014-01-15 2015-04-27 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") Blade drilling bit (versions)

Also Published As

Publication number Publication date
US20180328116A1 (en) 2018-11-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US4006788A (en) Diamond cutter rock bit with penetration limiting
RU2531720C2 (en) Hybrid drilling bit with high side front inclination angle of auxiliary backup cutters
US5407022A (en) Free cutting gage insert with relief angle
CA2288923C (en) High offset bits with super-abrasive cutters
CA2456501C (en) Multi-lobed cutter element for drill bit
US7624825B2 (en) Drill bit and cutter element having aggressive leading side
US9677343B2 (en) Tracking shearing cutters on a fixed bladed drill bit with pointed cutting elements
GB2305195A (en) Earth boring bit with rotary cutter
US11591858B2 (en) Cutting elements with increased curvature cutting edges
CN204663401U (en) A kind of PDC drill bit improving heart portion efficiency of breaking rock
CN210289637U (en) High anticollision PDC drill bit
AU2015309212B2 (en) Drill bit with recessed cutting face
GB2370591A (en) Roller cone drill bit characterised by journal angle and journal offset
RU2652726C1 (en) Blade chisel with wear-resistant cylindrical cutting structure
RU2696741C1 (en) Blade bit with wear-resistant cutting structure (embodiments)
GB2396367A (en) Cutter element and drill bit
RU2549653C1 (en) Blade drilling bit (versions)
US7086488B2 (en) Cutting element having enhanced cutting geometry
RU2652727C1 (en) Blade chisel with cylindrical cutting structure
US8607899B2 (en) Rock bit and cutter teeth geometries
US20170175448A1 (en) Reaming tool and methods of using the reaming tool in a wellbore
US6604587B1 (en) Flat profile cutting structure for roller cone drill bits
US9617794B2 (en) Feature to eliminate shale packing/shale evacuation channel
RU2435927C1 (en) Core drilling bit
GB2512978A (en) Rotary tool