RU2658692C2 - Буровое долото с динамическим металлическим уплотнением - Google Patents
Буровое долото с динамическим металлическим уплотнением Download PDFInfo
- Publication number
- RU2658692C2 RU2658692C2 RU2015151693A RU2015151693A RU2658692C2 RU 2658692 C2 RU2658692 C2 RU 2658692C2 RU 2015151693 A RU2015151693 A RU 2015151693A RU 2015151693 A RU2015151693 A RU 2015151693A RU 2658692 C2 RU2658692 C2 RU 2658692C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drill bit
- sealing element
- sealing
- seal
- rotating
- Prior art date
Links
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 title claims description 11
- 239000002184 metal Substances 0.000 title claims description 11
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000007769 metal material Substances 0.000 claims abstract 5
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims abstract 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 108
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims description 46
- 230000036316 preload Effects 0.000 claims description 8
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000000956 alloy Substances 0.000 claims description 3
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 claims 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 27
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 27
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 8
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000007731 hot pressing Methods 0.000 description 2
- 210000004283 incisor Anatomy 0.000 description 2
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000010146 3D printing Methods 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000881 Cu alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 1
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 1
- NRTOMJZYCJJWKI-UHFFFAOYSA-N Titanium nitride Chemical compound [Ti]#N NRTOMJZYCJJWKI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 1
- 238000005229 chemical vapour deposition Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 1
- 230000005489 elastic deformation Effects 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 239000013536 elastomeric material Substances 0.000 description 1
- 238000009713 electroplating Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 239000004519 grease Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- CWQXQMHSOZUFJS-UHFFFAOYSA-N molybdenum disulfide Chemical compound S=[Mo]=S CWQXQMHSOZUFJS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052982 molybdenum disulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000005240 physical vapour deposition Methods 0.000 description 1
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 1
- 239000012255 powdered metal Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000000110 selective laser sintering Methods 0.000 description 1
- 229910000679 solder Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005476 soldering Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/08—Roller bits
- E21B10/22—Roller bits characterised by bearing, lubrication or sealing details
- E21B10/25—Roller bits characterised by bearing, lubrication or sealing details characterised by sealing details
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/08—Roller bits
- E21B10/22—Roller bits characterised by bearing, lubrication or sealing details
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T29/00—Metal working
- Y10T29/49—Method of mechanical manufacture
- Y10T29/49826—Assembling or joining
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)
- Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к буровым долотам и способам их изготовления. Технический результат заключается в обеспечении упругодеформируемого уплотнения, устойчивого к воздействию температуры. Буровое долото включает неподвижный корпус, вращающийся элемент, первую поверхность уплотнения и неэластомерный уплотнительный элемент, подвергаемый воздействию смазки. Неэластомерный уплотнительный элемент имеет первый конец, включающий вторую поверхность уплотнения, контактирующую с первой поверхностью уплотнения, зафиксированный второй конец и поджимающий элемент, расположенный между первым концом и вторым концом. Неэластомерный уплотнительный элемент представляет собой цельный элемент, выполненный с использованием одного металлического материала. 4 н. и 12 з.п. ф-лы, 8 ил.
Description
Притязания на приоритет
Настоящая заявка претендует на приоритет патентной заявки № US 13/886911, поданной 3 мая 2013 г., на "Буровое долото с динамическим металлическим уплотнением".
Область техники
Настоящее изобретение относится к буровым долотам и системам, использующим такие буровые долота для бурения стволов скважин.
Уровень техники
В бурении нефтяных скважин (также называемых "стволами скважин" или "буровыми скважинами") используются буровая колонна, включающая трубчатый элемент, имеющий буровой снаряд (также называется "компоновкой низа буровой колонны", или "КНБК"). КНБК обычно включает устройства и датчики, вырабатывающие информацию, относящуюся различным параметрам процесса бурения ("параметры режима бурения"), режиму работы КНБК (также называются "параметрами КНБК") и породе, окружающей пробуриваемый ствол скважины (также называются "характеристиками пласта"). Буровое долото, прикрепленное снизу к КНБК, вращают вращением буровой колонны и (или) буровым двигателем (также называемым "забойным турбинным двигателем") в КНБК, с целью разрушения горной породы для бурения ствола скважины. В процессе бурения ствола скважины буровое долото подвергается воздействию больших механических усилий. Некоторые буровые долота, например, шарошечные буровые долота и гибридные буровые долота, имеют уплотнение подшипника между невращающимся элементом и каждым вращающимся конусом с резцами на шарошках. В процессе бурения, нагрузка на шарошки постоянно изменяется вследствие изменения скорости вращения бурового долота, свойств породы и других факторов.
Функцией уплотнения подшипника в буровом долоте является защита подшипника путем предотвращения проникновения бурового раствора и твердых частиц, а также герметизации консистентной смазки, используемой для смазки подшипника и уплотнения. Существуют уплотнители двух основных типов: эластомерные уплотнители и металлические торцевые уплотнители. И те и другие содержат эластомерные компоненты, герметизирующие и прижимающие торцевую уплотнительную поверхность. Уплотняющие компоненты обычно выполнены из эластомерного соединения, состав которого выбирается в соответствии с окружающими условиями в пробуриваемой среде. При бурении геотермальных скважин, температура в скважине может подниматься выше 300°C, что может вызвать термическое разрушение эластомерных материалов, используемых в уплотнениях, с последующим преждевременным выходом из строя подшипника, а значит, и бурового долота.
В настоящем изобретении предлагается металлический уплотнитель, позволяющий решить некоторые из упомянутых проблем.
Раскрытие изобретения
Согласно одной особенности, раскрыто буровое долото, которое, в одном варианте выполнения, может включать корпус долота, вращающийся резец на корпусе долота, и металлический уплотнитель между корпусом долота и вращающимся резцом, имеющий первый уплотнительный элемент, второй уплотнительный элемент, первый конец которого имеет уплотняющий контакт с первым уплотнительным элементом, а второй конец закреплен относительно первого конца, и поджимающий (смещающий) элемент между первым концом и вторым концом, который регулирует нагрузку на первый уплотнительный элемент в зависимости от внешней нагрузки, приложенной к буровому долоту.
Согласно другой особенности, предложен способ бурения ствола скважины, при осуществлении которого, в одном варианте выполнения, продвигают буровую колонну, на конце которой закреплено буровое долото, включающее корпус долота, вращающийся резец на корпусе долота и металлический уплотнитель между корпусом долота и вращающимся резцом, имеющий первый уплотнительный элемент, второй уплотнительный элемент, первый конец которого имеет уплотняющий контакт с первым уплотнительным элементом, а второй конец закреплен относительно первого конца, и поджимающий элемент между первым концом и вторым концом, который регулирует нагрузку на первый уплотнительный элемент в зависимости от внешней нагрузки, приложенной к буровому долоту, и пробуривают ствол скважины, используя буровое долото.
Приведенное выше обобщенное представление примеров некоторых признаков раскрытых здесь устройства и способа должно способствовать лучшему пониманию следующего далее подробного описания. Естественно, существуют дополнительные признаки устройства и способа, раскрытые ниже, которые формируют объект приложенной к раскрытию формулы.
Краткое описание чертежей
Для лучшего понимания приведенного раскрытия используются приложенные чертежи, на которых одинаковые цифровые обозначения в основном присвоены одинаковым элементам, и на которых:
на фиг. 1 представлен схематичный вид частного варианта буровой системы, включающей буровую колонну с буровым долотом, изготовленным в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения;
на фиг. 2 представлен перспективный вид частного варианта трехшарошечного бурового долота, выполненного в соответствии с вариантом выполнения изобретения;
на фиг. 3 представлен вид сечения с разрезом бурового долота, изображенного на фиг. 2, показывающий уплотнитель между шарошкой и корпусом бурового долота, в соответствии с вариантом выполнения изобретения;
на фиг. 4 представлен вид сечения с разрезом бурового долота, изображенного на фиг. 2, показывающий уплотнитель между шарошкой и корпусом бурового долота, в соответствии с другим вариантом выполнения изобретения;
на фиг. 5 представлен в сечении вид уплотнителя, выполненного в соответствии с вариантом выполнения изобретения;
на фиг. 6 представлен в сечении вид уплотнителя, выполненного в соответствии с другим вариантом выполнения изобретения;
на фиг. 7 представлен в сечении вид уплотнителя, выполненного в соответствии с еще одним вариантом выполнения изобретения;
на фиг. 8 представлен в сечении вид уплотнителя, выполненного в соответствии с еще одним вариантом выполнения изобретения.
Осуществление изобретения
На фиг. 1 схематически представлен частный вариант буровой системы 100, в которой могут использоваться раскрытые здесь буровые долота. На фиг. 1 показан ствол 110 скважины, включающий верхнюю секцию 111 с установленной в ней обсадной трубой 112, и нижнюю секцию 114, пробуриваемую буровой колонной 118. Буровая колонна 118 включает трубчатый элемент 116, на нижнем конце которого закреплена КНБК 130. Трубчатый элемент 116 может быть выполнен соединением секций буровой трубы, либо может представлять собой гибкую насосно-компрессорную колонну (НКТ). Буровое долото 150 присоединено к нижнему концу КНБК 130 для разрушения породы 119, при бурении ствола 110 скважины заданного диаметра.
Буровая колонна 118 показана продвигаемой в ствол скважины 110 с буровой установки 180, находящейся на поверхности 167. Для простоты объяснений, в приведенном на фиг.1 примере показана наземная буровая установка 180. Раскрытые здесь устройство и способы также могут быть использованы в морских буровых установках. Стол 169 ротора буровой установки, или верхний привод 169а, соединенные с буровой колонной 118, могут быть использованы для вращения буровой колонны 118 на поверхности для вращения бурового снаряда 130 и, тем самым, бурового долота 150, для пробуривания ствола 110 скважины. Для вращения бурового долота 150 может использоваться буровой двигатель 155 (также называемый "забойным турбинным двигателем"), устанавливаемый в КНБК 130. На поверхности 167 может быть установлен блок управления (или контроллер) 190, в качестве которого может использоваться компьютеризированный прибор, для приема и обработки данных, передаваемых датчиками в буровом долоте 150 и другими датчиками в буровом снаряде 130, и для выборочного управления работой различных устройств и датчиков в буровом снаряде 130. Наземный контроллер 190, в одном варианте выполнения, может включать процессор 192, запоминающее устройство (или компьютерно-читаемую среду) 194 для хранения данных, алгоритмов и компьютерных программ 196. Запоминающим устройством 194 может быть любое подходящее устройство, включающее, помимо прочих, постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), флэш-память, магнитную ленту, твердый диск и оптический диск. В процессе бурения, буровой раствор 179 нагнетается от его источника под давлением в трубчатый элемент 116. Буровой раствор 179 выпускается из нижней части бурового долота 150 и возвращается на поверхность по кольцевому пространству 119 (также называемому "затрубным пространством") между буровой колонной 118 и внутренней стенкой 142 ствола 110 скважины.
Буровой снаряд 130 может также включать один или более скважинных датчиков (имеют общее обозначение 175). Датчики 175 могут включать любое число датчиков любого типа, включая, среди прочих, датчики, называемые датчиками измерений в процессе бурения (MWD - от англ. measurement-while-drilling) или датчиками каротажа во время бурения (LWD - от англ. logging-while-drilling), и датчики информации, относящейся к работе КНБК 130, например, вращению бурового долота (число оборотов в минуту), передней грани резца, давлению, вибрации, вихревому движению, изгибу и прерывистому движению. Буровой снаряд 130 может также включать узел управления (или контроллер) 170 для управления работой одного или более устройств и датчиков в КНБК 130. Кроме того, контроллер 170 может включать схемы для обработки сигналов, полученных от датчика 175, процессор 172 (например, микропроцессор) для обработки оцифрованных сигналов, запоминающее устройство 174 (например, твердотельную память) и компьютерную программу 176. Процессор 172 может выполнять обработку оцифрованных сигналов и управлять скважинными устройствами и датчиками, и обмениваться данными с контроллером 190 через узел 188 двухсторонней телеметрической связи.
Как показано на фиг. 1, буровое долото 150 включает корпус 152 долота и несколько вращающихся режущих элементов 154, например шарошек с несколькими резцами 156, вращающихся вокруг точек 158 вращения на корпусе 152 долота, при вращении долота 150. Между вращающимся элементом 154 и корпусом 152 долота имеется уплотнитель 160, выполненный в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения и обеспечивающий герметизацию между вращающимся элементом и корпусом долота, как более подробно описано со ссылкой на фиг. 2-8.
На фиг. 2 представлен частный пример бурового долота 200, выполненного в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения. Показанное буровое долото 200 представляет собой трехшарошечное буровое долото, корпус 210 которого включает сужение, или секцию 220 сужения, и хвостовик, или секцию 230 хвостовика. Сужение имеет конические стороны 222 с резьбой 224 для прикрепления бурового долота 200 к внутренней резьбе (не показана) бурового снаряда (элемент 130 на фиг. 1). Хвостовик 230 имеет продольную или осевую секцию 232. Каждая шарошка 240a, 240b и т.д. прикреплена к корпусу 210 долота в нижней части хвостовика 230 с возможностью вращения вокруг шпиндельной головки или цапфы. Каждая шарошка (240a, 240b) имеет резцы 242а и 242b. При вращении бурового долота, шарошки 240a, 240b вращаются, заставляя поворачиваться резцы 242a, 242b, что вызывает разрушение породы. Каждая из шарошек 240a, 240b и т.д. имеет уплотнитель подшипника между вращающимся конусом шарошки и хвостовиком 230, а, значит, и корпусом 210 долота, в соответствии с вариантом выполнения изобретения, как это более подробно описано на фиг. 3-8.
На фиг. 3 представлен вид сечения 300 с разрезом бурового долота, показанного на фиг. 2, на котором показан уплотнитель между корпусом 310 долота и вращающейся шарошкой 320, в соответствии с вариантом выполнения изобретения. Шарошка 320 вращается вокруг цапфы 330. Между шарошкой 320 и корпусом 330 долота имеется уплотнитель 350. Согласно одной особенности, уплотнителем 350 является металлический уплотнитель, включающий первый уплотнительный элемент 352, помещенный в канавку 322 в шарошке 320. Уплотнитель 350 также включает второй уплотнительный элемент 360, имеющий первый конец 362, второй конец 364 и поджимающий элемент 366, расположенный между первым и вторым концами. В частной конструкции, представленной на фиг.3, первый конец 362 прикреплен к корпусу 310 долота, а второй конец 364 имеет уплотняющий контакт с первым уплотнительным элементом 352. Первый уплотнительный элемент включает цилиндрическую или сферическую поверхность 352а, имеющую уплотняющий контакт с сопряженной с ней цилиндрической или сферической поверхностью 364а второго конца 364 второго уплотнительного элемента 360. Согласно одной особенности, первый конец 362 второго уплотнительного элемента может быть прикреплен к корпусу 310 долота любым подходящим способом, включая, помимо прочего, прессовую посадку. В частном варианте конструкции бурового долота, представленном на фиг. 3, первый конец 362 уплотнительного элемента 360 неподвижно прикреплен к корпусу 310 долота и, поэтому является статическим концом. Второй конец 364 уплотнительного элемента 360 является подвижным концом относительно первого уплотнительного элемента 352 и, поэтому является динамическим концом. Согласно особенностям, поверхность уплотнения и уплотнительный элемент выполнены из подходящего неэластомерного материала. Между вращающейся шарошкой 320 и неподвижной цапфой 330 помещены шаровые подшипники 370a-370n для создания заданной нагрузки (также называемой здесь "предварительным натягом") на уплотнение 350 и удерживания шарошки 320. Предварительный натяг заставляет поверхности 352a и 364a прижиматься друг к другу, тем самым обеспечивая уплотнение между шарошкой 320 и корпусом 310 долота на цапфе 330. В процессе работы, при вращении бурового долота 200, шарошка 320 вращается вокруг цапфы 330. Поверхность 352a вращается относительно поверхности 364a. В процессе бурения, буровая колонна (элемент 118 на фиг. 1) создает нагрузку на буровое долото, величина которой меняется во время бурения из-за изменений в характере геологических пород и других факторов бурения. При изменении нагрузки на буровое долото и движении шарошки 320 вокруг цапфы 330, поджимающий элемент 366 регулирует силу или давление, прикладываемое ко второму концу 364 уплотнительного элемента 360 и, согласно особенностям изобретения, поддерживает нагрузку на уплотнитель 350 в пределах заданного интервала. Согласно одной особенности, поджимающий элемент 366 может быть выполнен с возможностью поддерживания нагрузки на уплотнитель 350 постоянной или практически постоянной в определенном интервале нагрузок, действующих на буровое долото.
На фиг. 4 представлен вид сечения 400 с разрезом бурового долота, изображенного на фиг. 2, показывающий уплотнитель 450 между корпусом 310 бурового долота и шарошкой 320, выполненный в соответствии с другим вариантом выполнения изобретения. Шарошка 320 вращается вокруг шпиндельной головки (также называемой "цапфой") 330. Между шарошкой 320 и корпусом 330 долота имеется уплотнитель 450. Согласно одной особенности, уплотнителем 450 является металлический уплотнитель, включающий первый уплотнительный элемент 452, помещенный в канавку 432 в шпиндельной головке 330. Уплотнитель 450 также включает второй уплотнительный элемент 460, имеющий первый конец 462, второй конец 464 и поджимающий элемент 466, расположенный между первым и вторым концами. В частной конструкции, представленной на фиг. 4, первый конец 462 прикреплен к шарошке 320, а второй конец 464 имеет герметизирующий контакт с первым уплотнительным элементом 452. Первый уплотнительный элемент 452 включает цилиндрическую или сферическую поверхность 452a, имеющую уплотняющий контакт с сопряженной с ней цилиндрической или сферической поверхностью 464a второго конца 464 второго уплотнительного элемента 460. Согласно одной особенности, первый конец 462 второго уплотнительного элемента 460 может быть прикреплен к корпусу 320 долота любым подходящим способом, включая, помимо прочего, прессовую посадку. В частном варианте конструкции бурового долота, представленном на фиг.4, первый конец 462 уплотнительного элемента 460 неподвижно закреплен и, поэтому, является статическим концом. Второй конец 464 уплотнительного элемента 460 является подвижным концом относительно первого уплотнительного элемента 352 и, поэтому, является динамическим концом. Между вращающейся шарошкой 320 и неподвижной цапфой 330 помещены шаровые подшипники 370a-370n для создания заданной нагрузки (также называемой здесь "предварительным натягом") на уплотнение 450 и удерживания шарошки 320. Предварительный натяг заставляет поверхности 452a и 464a прижиматься друг к другу, тем самым обеспечивая уплотнение между шарошкой 320 и корпусом 310 долота на цапфе 330. В процессе работы, при вращении бурового долота 200, шарошка 320 вращается вокруг цапфы 330. Поверхность 464а вращается относительно поверхности 452а. В процессе бурения, буровая колонна (элемент 118 на фиг. 1) создает нагрузку на буровое долото, величина которой меняется во время бурения из-за изменений в характере геологических пород и других факторов бурения. При изменении нагрузки на буровое долото и движении шарошки 320 вокруг цапфы 330, поджимающий элемент 466 регулирует силу или давление, прикладываемое ко второму концу 464 уплотнительного элемента 460 и, согласно особенностям изобретения, может поддерживать нагрузку на уплотнителе 450 в пределах заданного интервала. Согласно одной особенности- поджимающий элемент 466 может быть выполнен с возможностью поддержания нагрузки на уплотнителе 450 постоянной или практически постоянной в определенном интервале нагрузок, действующих на буровое долото. В конструкции, показанной на фиг. 4, статический конец уплотнителя прикреплен к вращающемуся элементу бурового долота, в то время как динамический конец уплотнителя вращается относительно уплотнительного элемента в корпусе долота.
На фиг. 5 представлен вид сечения уплотнительного элемента 500, выполненного в соответствии с другим вариантом выполнения изобретения. Уплотнительный элемент 500 имеет статический конец 510, динамический конец 520 и поджимающий элемент, или звено 530, расположенное между статическим концом 510 и динамическим концом 520. Статический конец может включать вертикальную секцию 512 и горизонтальную секцию 514, для прикрепления статического конца к вращающемуся элементу бурового долота, или к цапфе, или к корпусу долота. Динамический конец 520 включает торцевую уплотнительную поверхность 522, выполненную с возможностью создания уплотняющего контакта с поверхностью уплотнения во вращающемся элементе или корпусе долота, в зависимости от конкретного варианта. Поджимающим элементом 530 является продольный элемент заданной длины L1 и заданной толщины. Согласно одной особенности, поджимающий элемент 530 имеет ширину D1 в секции поджимающего элемента, и толщину D1' в другой секции. Согласно одной особенности, поджимающий элемент 530 имеет первую сторону 532 и вторую сторону 534. По меньшей мере одна из сторон 532 или 534, или обе, могут иметь дугообразную форму. Толщина поджимающего элемента 530 может меняться по его длине L1. Геометрией поджимающего элемента определяется нагрузка, создаваемая на динамическом конце 520, когда статический конец 510 подвергается воздействию силы, например, создаваемой весом на буровом долоте. Под воздействием внешней нагрузки поджимающий элемент 530 сгибается между статическим концом 510 и динамическим концом 520. Размеры уплотнительного элемента 500 могут выбираться так, чтобы поддерживать нагрузку на уплотнителе в пределах заданного интервала вблизи предварительного натяга, или примерно постоянной.
На фиг. 6 представлен вид сечения уплотнительного элемента 600, выполненного в соответствии с другим вариантом выполнения изобретения. Уплотнительный элемент 600 имеет статический Конец 610, динамический конец 620 и поджимающий элемент, или звено 630, расположенное между статическим концом 610 и динамическим концом 620. Статический конец 610 включает крепежный элемент 612 для прикрепления статического конца 610 к вращающемуся элементу бурового долота, или к цапфе, или к корпусу долота. Динамический конец 620 включает торцевую уплотнительную поверхность 622, выполненную с возможностью создания уплотняющего контакта с поверхностью уплотнения во вращающемся элементе или корпусе долота, в зависимости от конкретного варианта. Поджимающий элемент 630 имеет заданную длину L2 и заданную толщину. Согласно одной особенности, поджимающий элемент 630 имеет первую сторону 632 и вторую сторону 634. В конкретном варианте выполнения, показанном на фиг. 6, поджимающий элемент имеет постоянную или практически постоянную ширину D2, но может иметь разную ширину по его длине. Согласно одной особенности, поджимающий элемент имеет две дуги 640 и 642, которые сгибаются, когда на поджимающий элемент воздействует нагрузка, прилагая заданное давление на поверхность 622 уплотнения. Геометрия поджимающего элемента 630 может быть выбрана такой, чтобы создавать нагрузку на динамическом конце 620, когда на статический конец 610 воздействует сила, например, создаваемая весом на буровом долоте. Геометрия и размеры уплотнительного элемента 600 могут быть выбраны так, чтобы поддерживать нагрузку на уплотнитель в пределах заданного интервала вблизи предварительного натяга, или примерно постоянной.
На фиг. 7 представлен вид сечения уплотнительного элемента 700, выполненного в соответствии с еще одним вариантом выполнения изобретения. Уплотнительный элемент 700 имеет статический конец 710, динамический конец 720 и поджимающий элемент, или звено 730, расположенное между статическим концом 710 и динамическим концом 720. Статический конец 710 включает вертикальную секцию и горизонтальную секцию 714 для прикрепления уплотнительного элемента 700 к вращающемуся элементу бурового долота или к корпусу долота. Динамический конец включает торцевую уплотнительную поверхность 722, которая образует уплотняющий контакт с поверхностью уплотнения во вращающемся элементе или корпусе долота, в зависимости от конкретного варианта. В частном варианте конструкции, показанном на фиг.7, поджимающий элемент 730 имеет длину L3 и ширину D3, и включает одну дугу 740, которая проходит по существу от статического конца 710 до динамического конца 720. Ширина D3 может быть постоянной, либо может меняться по длине L3. Поджимающий элемент 730 сгибается по дуге 740, когда нагрузка воздействует на статический конец, прикладывая давление на динамический конец. При воздействии нагрузки на динамический конец может поддерживаться заданная нагрузка на уплотнителе, которая, согласно одной особенности, может быть постоянной.
На фиг. 8 представлен вид сечения уплотнительного элемента 800, выполненного в соответствии с еще одним вариантом выполнения изобретения. Уплотнительный элемент 800 имеет статический конец 810, динамический конец 820 и поджимающий элемент, или звено 830, расположенное между статическим концом 810 и динамическим концом 820. Статический конец 810 включает вертикальную секцию 812 и горизонтальную секцию 814 для прикрепления уплотнительного элемента 800 к вращающемуся элементу бурового долота или к корпусу долота. Динамический конец 820 включает торцевую уплотнительную поверхность 822, которая образует уплотняющий контакт с уплотнительным элементом во вращающемся элементе или корпусе долота, в зависимости от конкретного варианта. В частном варианте конструкции, показанном на фиг.8, поджимающий элемент 830 имеет длину L4 и ширину D4, которая может быть постоянной, либо может меняться по длине L4. Согласно одной особенности, поджимающий элемент может включать несколько дугообразных секций, например, секции 840, 842 и 844. Поджимающий элемент 830 сгибается по дугам 840, 842 и 844, когда нагрузка воздействует на статический конец 810, прикладывая давление на динамический конец 820. Нагрузка, прикладываемая к динамическому концу 820, может поддерживать заданную нагрузку на уплотнителе, которая, согласно одной особенности, может быть постоянной.
Несмотря на то, что уплотнители были описаны со ссылкой на шарошечные буровые долота, такие уплотнители могут быть использованы в любом буровом долоте, имеющем элемент, вращающийся относительно другого элемента. Помимо этого, уплотнительные элементы, выполненные в соответствии с различными особенностями, описанными здесь, могут иметь геометрию, где оба конца могут быть динамическими или перемещаемыми, с находящимися между ними поджимающим элементом или гибким элементом. Такой уплотнительный элемент может удерживаться в долоте любыми подходящими способами.
Таким образом, приведено описание бурового долота с металлическим уплотнителем, который может быть упруго деформируемым по аналогии с эластомерным уплотнением, но обладающим устойчивостью к воздействию температуры, которое обычно вызывает разрушение эластомера в уплотнениях, включающих эластомерные уплотнительные элементы. Согласно особенностям изобретения, свойство упругой деформации конструкции уплотнителя достигается выбором геометрии конструкции уплотнительного элемента. Согласно особенностям изобретения, конструкция может включать: динамический конец или уплотнительную секцию; поджимающую секцию или элемент; и статическую или прикрепляющую секцию или конец. Согласно другой особенности, конструкция может включать два динамических конца или уплотнительных секции, и поджимающую секцию или элемент. Динамическая секция включает поверхность для формирования динамического уплотнения с сопряженной поверхностью. Статический конец может быть помещен во вращающийся элемент бурового долота или в корпус долота. Поджимающая пружинная секция создает пружинный эффект, обеспечивающий прижимающее запирающее усилие на уплотнителе, которое заставляет уплотнитель противостоять возникновению зазоров под действием сил, создаваемых нагрузкой (гидродинамическое давление) и движением вращающегося элемента, например, шарошек. В одном варианте выполнения, прикрепляющая секция соединяет уплотнительный элемент с поверхностью сальникового уплотнения и образует статический конец. Уплотнительный элемент может быть установлен горячей запрессовкой на основание шпиндельной головки (цапфы) бурового долота. В качестве альтернативного способа установки может быть прикрепление статического конца (основания) уплотнительного элемента на упор шпиндельной головки любым подходящим способом, включая, среди прочего: сварку, пайку тугоплавким припоем и скрепление адгезивом. Согласно одной особенности, уплотнитель может иметь зависимость изгиба от нагрузки, имеющую форму скорее асимптоты к горизонтали, нежели параболы. Благодаря этому уплотнитель может сохранять примерно постоянное уплотняющее усилие (торцевую нагрузку) в пределах рабочего интервала изгибов уплотнителя. В альтернативном варианте, уплотнитель может иметь зависимость нагрузка/изгиб в интервале рабочего интервала изгибов, имеющую постоянный наклон. Это обеспечивает поддержание пропорциональной зависимости уплотняющего усилия (торцевой нагрузки) от изгиба.
Уплотнитель может быть изготовлен любым подходящим способом, включая, помимо прочего, прецизионную механическую обработку, литье или штампование. Прецизионная механическая обработка может гарантировать точность размеров деталей. Формирование геометрии уплотнителя может обеспечиваться методами трехмерной печати, например, селективным лазерным плавлением или селективным лазерным спеканием порошковых металлов. Элементы уплотнителя, полученные механической обработкой, могут быть выполнены из сплавов, не образующих задиры, для снижения трения и износа скользящей поверхности. Сплавы, не образующие задиры, включают спинодально упрочненные сплавы меди. В этом случае, торцевая уплотнительная поверхность обычно не требует дополнительной обработки после прецизионной механической обработки, однако эта поверхность может быть модифицирована нанесением покрытия подходящего износоустойчивого материала, например, карбида вольфрама, нитрида титана, синтетического алмаза или алмазоподобного углерода, и др., или более скользкого материала, например, материала, известного под торговой маркой Teflon (политетрафторэтилен), дисульфида молибдена (MoS2), и др. Покрытие может быть нанесено посредством одного из многих известных процессов химического или физического осаждения из паровой фазы или гальванотехники.
Кроме того, что касается уплотняющих частей уплотнительного элемента, то они могут быть установлены горячей запрессовкой или иным способом закреплены и статически загерметизированы на вращающемся элементе, например шарошке, при этом динамическое уплотнение создается по внутреннему диаметру уплотнителя и основанию коренного подшипника шпиндельной головки. Благодаря этому может быть уменьшен диаметр динамического уплотнения и, соответственно, снижена скорость скольжения уплотнителя в процессе работы. Такая конструкция может также способствовать очистке места стыка между уплотнителем и шпиндельной головкой за счет динамического контакта. Уплотнитель также может иметь вторичный или дополнительный прижимающий элемент между обратной стороной поверхности изогнутого уплотнителя и неподвижной рабочей поверхностью. Для уплотнительных элементов, показанных на фиг.4-8, такой элемент может находиться между поверхностью динамического уплотнения и шпиндельной головкой, на которой она находится. В альтернативном варианте, уплотнитель закреплен на шарошке, тогда вторичный прижимающий элемент может быть помещен между шарошкой и поверхностью по внутреннему диаметру динамического уплотнения.
Приведенное раскрытие описывает некоторые частные варианты выполнения для наглядности объяснения. Для специалистов будут, однако, очевидны различные изменения и модификации этих вариантов выполнения. Предполагается, что все эти изменения и модификации охватываются настоящим изобретением в пределах области притязаний и существа приложенной формулы.
Claims (30)
1. Буровое долото, включающее:
неподвижный корпус;
вращающийся элемент;
первую поверхность уплотнения и
неэластомерный уплотнительный элемент, подвергаемый воздействию смазки, имеющий первый конец, включающий вторую поверхность уплотнения, контактирующую с первой поверхностью уплотнения, зафиксированный второй конец и поджимающий элемент, расположенный между первым концом и вторым концом, причем неэластомерный уплотнительный элемент представляет собой цельный элемент, выполненный с использованием одного металлического материала.
2. Буровое долото по п. 1, в котором первая поверхность уплотнения находится во вращающемся элементе, а второй конец невращающегося уплотнительного элемента прикреплен к неподвижному корпусу.
3. Буровое долото по п. 1, в котором неэластомерный уплотнительный элемент создает нагрузку на вторую поверхность уплотнения при воздействии внешней нагрузки.
4. Буровое долото по п. 1, в котором в неэластомерном уплотнительном элементе обеспечен предварительный натяг для создания заданной нагрузки на вторую поверхность уплотнения, а поджимающий элемент поддерживает заданную нагрузку на вторую поверхность уплотнения в заданном интервале.
5. Буровое долото по п. 1, в котором поджимающий элемент представляет собой продольный элемент, имеющий дугу вдоль по меньшей мере одной из его сторон.
6. Буровое долото по п. 1, в котором поджимающий элемент имеет дуги вдоль двух его сторон.
7. Буровое долото по п. 1, в котором вращающийся элемент представляет собой шарошку, выполненную с возможностью вращения вокруг цапфы на неподвижном корпусе.
8. Буровое долото по п. 1, в котором первая поверхность уплотнения и вторая поверхность уплотнения включают сплав, не образующий задиры.
9. Буровое долото, включающее:
корпус долота;
вращающийся резец на корпусе долота и
металлический уплотнитель между корпусом долота и вращающимся резцом, содержащий:
первый уплотнительный элемент;
второй уплотнительный элемент, имеющий первый конец, находящийся в уплотняющем контакте с первым уплотнительным элементом, второй конец и поджимающий элемент между первым концом и вторым концом, регулирующий нагрузку на первый уплотнительный элемент в зависимости от нагрузки, приложенной к буровому долоту, причем второй уплотнительный элемент представляет собой цельный элемент, выполненный с использованием одного металлического материала.
10. Буровое долото по п. 9, в котором в металлическом уплотнителе сформирован предварительный натяг и поджимающий элемент поддерживает нагрузку на уплотнителе в заданном интервале.
11. Буровое долото по п. 9, в котором второй уплотнительный элемент установлен на прессовую посадку в корпус долота или во вращающийся резец.
12. Буровое долото по п. 9, в котором первый уплотнительный элемент имеет возможность вращения, а первый конец второго уплотнительного элемента неподвижен относительно первого уплотнительного элемента.
13. Способ изготовления бурового долота, в котором:
подготавливают буровое долото, имеющее корпус долота и вращающийся элемент; и
устанавливают между корпусом долота и вращающимся элементом уплотнитель, включающий первый уплотнительный элемент и второй уплотнительный элемент, имеющий первый конец в уплотняющем контакте с первым уплотнительным элементом, второй конец, зафиксированный относительно первого конца, и поджимающий элемент между первым концом и вторым концом, регулирующий нагрузку на первый уплотнительный элемент в зависимости от внешней нагрузки, приложенной к буровому долоту, причем второй уплотнительный элемент представляет собой цельный элемент, выполненный с использованием одного металлического материала.
14. Способ по п. 13, в котором поджимающий элемент имеет по меньшей мере одну дугу.
15. Способ по п. 13, в котором помещают первый уплотнительный элемент во вращающийся элемент, закрепляют второй конец второго уплотнительного элемента на корпусе долота и размещают первый конец второго уплотнительного элемента в уплотняющем контакте с первым уплотнительным элементом.
16. Буровое долото, включающее:
неподвижный корпус;
вращающийся элемент и
уплотнитель между вращающимся элементом и неподвижным элементом, включающий неэластомерный уплотнительный элемент для удерживания смазки в уплотняемой области, который имеет подвижный конец и зафиксированный конец, и поджимающий элемент между подвижным концом и закрепленным концом, причем неэластомерный уплотнительный элемент представляет собой цельный элемент, выполненный с использованием одного металлического материала.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/886,911 US9316055B2 (en) | 2013-05-03 | 2013-05-03 | Drill bit with a dynamic metal seal |
| US13/886,911 | 2013-05-03 | ||
| PCT/US2014/036490 WO2014179644A1 (en) | 2013-05-03 | 2014-05-02 | Drill bit with a dynamic metal seal |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015151693A RU2015151693A (ru) | 2017-06-08 |
| RU2658692C2 true RU2658692C2 (ru) | 2018-06-22 |
Family
ID=51840840
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015151693A RU2658692C2 (ru) | 2013-05-03 | 2014-05-02 | Буровое долото с динамическим металлическим уплотнением |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9316055B2 (ru) |
| EP (1) | EP2992162B1 (ru) |
| CN (1) | CN105283622B (ru) |
| MX (1) | MX366157B (ru) |
| PL (1) | PL2992162T3 (ru) |
| RU (1) | RU2658692C2 (ru) |
| SG (1) | SG11201508992SA (ru) |
| TR (1) | TR201906060T4 (ru) |
| WO (1) | WO2014179644A1 (ru) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10458187B2 (en) | 2015-02-27 | 2019-10-29 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Seal assemblies for earth-boring tools, earth-boring tools so equipped, and related methods |
| US10883311B2 (en) * | 2018-01-16 | 2021-01-05 | Aktiebolaget Skf | Coated surfaces for bearings used in drilling motors |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU994674A1 (ru) * | 1981-05-27 | 1983-02-07 | Уфимский Нефтяной Институт | Герметизирующий узел опоры шарошки |
| US4392657A (en) * | 1980-02-19 | 1983-07-12 | Caterpillar Tractor Co. | Belleville spring loaded seal |
| SU1355683A1 (ru) * | 1986-01-22 | 1987-11-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники | Колонковое долото |
| US4822057A (en) * | 1988-03-31 | 1989-04-18 | Smith International, Inc. | Mechanical face seal for rock bits |
| US5251914A (en) * | 1987-05-28 | 1993-10-12 | Tatum David M | Sealing assembly for relatively movable members |
| WO2008030205A1 (fr) * | 2006-09-05 | 2008-03-13 | Igor Aleksandrovich Kupchinsky | Trépan de forage muni d'un support étanche de palier de glissement |
| US20120247833A1 (en) * | 2008-10-22 | 2012-10-04 | Gyrodata, Incorporated | Downhole drilling utilizing measurements from multiple sensors |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4178045A (en) * | 1978-05-05 | 1979-12-11 | Smith International, Inc. | Abrasion resistant bearing seal |
| US4429854A (en) | 1982-11-26 | 1984-02-07 | Smith International, Inc. | Dual squeeze seal gland |
| CN2099225U (zh) * | 1991-09-12 | 1992-03-18 | 石油大学 | 牙轮钻头浮动金属密封装置 |
| US5513715A (en) * | 1994-08-31 | 1996-05-07 | Dresser Industries, Inc. | Flat seal for a roller cone rock bit |
| FR2791390B1 (fr) * | 1999-03-26 | 2001-06-29 | Hutchinson | Tete de forage presentant un trepan a cones |
| US6406029B1 (en) * | 1999-08-17 | 2002-06-18 | Caterpillar Inc. | Seal assembly having an encapsulated cone spring |
| CN2438829Y (zh) * | 2000-06-29 | 2001-07-11 | 江汉石油钻头股份有限公司 | 一种牙轮钻头用滑动轴承 |
| US7413037B2 (en) | 2004-09-17 | 2008-08-19 | Baker Hughes Incorporated | Metal face seal for an earth-boring bit |
| CN2809185Y (zh) * | 2005-06-21 | 2006-08-23 | 江汉石油钻头股份有限公司 | 一种牙轮钻头的密封轴承结构 |
| CN101806195A (zh) * | 2010-03-09 | 2010-08-18 | 江汉石油钻头股份有限公司 | 一种用于高转速钻井的三牙轮钻头 |
-
2013
- 2013-05-03 US US13/886,911 patent/US9316055B2/en active Active
-
2014
- 2014-05-02 TR TR2019/06060T patent/TR201906060T4/tr unknown
- 2014-05-02 PL PL14791711T patent/PL2992162T3/pl unknown
- 2014-05-02 SG SG11201508992SA patent/SG11201508992SA/en unknown
- 2014-05-02 WO PCT/US2014/036490 patent/WO2014179644A1/en active Application Filing
- 2014-05-02 EP EP14791711.6A patent/EP2992162B1/en active Active
- 2014-05-02 RU RU2015151693A patent/RU2658692C2/ru active
- 2014-05-02 MX MX2015015081A patent/MX366157B/es active IP Right Grant
- 2014-05-02 CN CN201480033695.1A patent/CN105283622B/zh active Active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4392657A (en) * | 1980-02-19 | 1983-07-12 | Caterpillar Tractor Co. | Belleville spring loaded seal |
| SU994674A1 (ru) * | 1981-05-27 | 1983-02-07 | Уфимский Нефтяной Институт | Герметизирующий узел опоры шарошки |
| SU1355683A1 (ru) * | 1986-01-22 | 1987-11-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники | Колонковое долото |
| US5251914A (en) * | 1987-05-28 | 1993-10-12 | Tatum David M | Sealing assembly for relatively movable members |
| US4822057A (en) * | 1988-03-31 | 1989-04-18 | Smith International, Inc. | Mechanical face seal for rock bits |
| WO2008030205A1 (fr) * | 2006-09-05 | 2008-03-13 | Igor Aleksandrovich Kupchinsky | Trépan de forage muni d'un support étanche de palier de glissement |
| US20120247833A1 (en) * | 2008-10-22 | 2012-10-04 | Gyrodata, Incorporated | Downhole drilling utilizing measurements from multiple sensors |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2015151693A (ru) | 2017-06-08 |
| US20140326514A1 (en) | 2014-11-06 |
| US9316055B2 (en) | 2016-04-19 |
| CN105283622B (zh) | 2018-02-23 |
| EP2992162A4 (en) | 2017-04-26 |
| TR201906060T4 (tr) | 2019-05-21 |
| SG11201508992SA (en) | 2015-11-27 |
| CN105283622A (zh) | 2016-01-27 |
| EP2992162A1 (en) | 2016-03-09 |
| MX366157B (es) | 2019-06-28 |
| PL2992162T3 (pl) | 2019-08-30 |
| MX2015015081A (es) | 2016-08-17 |
| EP2992162B1 (en) | 2019-02-20 |
| WO2014179644A1 (en) | 2014-11-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4606417A (en) | Pressure equalized stabilizer apparatus for drill string | |
| US7861805B2 (en) | Conformal bearing for rock drill bit | |
| CA2476066C (en) | Dynamic seal with soft interface | |
| US20170241209A1 (en) | Bearings for downhole tools, downhole tools incorporating such bearings, and related methods | |
| US8459379B2 (en) | Bearing contact pressure reduction in well tools | |
| RU2658692C2 (ru) | Буровое долото с динамическим металлическим уплотнением | |
| CN109072673B (zh) | 用于井下工具的轴承、结合这类轴承的井下工具和相关方法 | |
| US20100102513A1 (en) | Seal assembly for a rotary earth bit | |
| US20160258220A1 (en) | Compensator clip ring retainer cap for a roller cone drill bit | |
| US8448723B2 (en) | Seal assembly for drill bit | |
| US10851592B2 (en) | Movable cutters and devices including one or more seals for use on earth-boring tools in subterranean boreholes and related methods | |
| US10619419B2 (en) | Drill bit having improved journal bearings | |
| GB2034786A (en) | Earth boring bit | |
| US20170159364A1 (en) | Roller cone drill bit assembly with varying radius bearing surfaces | |
| US10480250B2 (en) | Bore tube for a pressure compensation system in a roller cone drill bit | |
| JPS61126288A (ja) | 回転シヤフトシ−ル | |
| AU2014201489A1 (en) | Bearing contact pressure reduction in well tools | |
| CA2787043A1 (en) | Bearing contact pressure reduction in well tools |