RU2661515C1 - Mechanisms for feeding drill bits - Google Patents
Mechanisms for feeding drill bits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2661515C1 RU2661515C1 RU2017132221A RU2017132221A RU2661515C1 RU 2661515 C1 RU2661515 C1 RU 2661515C1 RU 2017132221 A RU2017132221 A RU 2017132221A RU 2017132221 A RU2017132221 A RU 2017132221A RU 2661515 C1 RU2661515 C1 RU 2661515C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- piston
- bit
- rod
- feed mechanism
- housing
- Prior art date
Links
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 title claims abstract description 28
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 15
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000712 assembly Effects 0.000 abstract 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 2
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 2
- 229910000906 Bronze Inorganic materials 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000273618 Sphenoclea zeylanica Species 0.000 description 1
- 239000003831 antifriction material Substances 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 239000010974 bronze Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- KUNSUQLRTQLHQQ-UHFFFAOYSA-N copper tin Chemical compound [Cu].[Sn] KUNSUQLRTQLHQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 239000004519 grease Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing 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
- E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
- E21B19/08—Apparatus for feeding the rods or cables; Apparatus for increasing or decreasing the pressure on the drilling tool; Apparatus for counterbalancing the weight of the rods
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
Description
Изобретение относится к буровой технике, в частности к гидравлическим механизмам подачи буровых долот, позволяющим продолжать бурение наклонно-направленных или горизонтальных участков скважин при увеличении трения бурильной колонны о стенки скважины. Наряду с этим, при срыве колонны исключаются удары долота о забой и резкий рост крутящего момента на долоте, что приводит к увеличению долговечности оборудования в скважине.The invention relates to drilling equipment, in particular to hydraulic mechanisms for supplying drill bits, allowing you to continue drilling directional or horizontal sections of the wells with increasing friction of the drill string against the wall of the well. Along with this, when the column is broken, impacts of the bit against the bottom and a sharp increase in torque on the bit are excluded, which leads to an increase in the durability of the equipment in the well.
Известно устройство для нагружения долота (авт. св. SU 1350323, приоритет 13.08.1985), в котором на полом валу, соединенном с валом забойного двигателя и долотом закреплено колесо насоса с лопатками. На колесо установлены центробежные перекрыватели, перекрывающие кольцевой зазор при вращении вала и прижимаемые к валу при остановке вращения. Недостатком известного устройства является то, что при спуске компоновки или подъеме колесо насоса может быть повреждено или послужить причиной прихвата инструмента.A device for loading a bit is known (ed. St. SU 1350323, priority 13.08.1985), in which a pump wheel with vanes is fixed on a hollow shaft connected to a downhole motor shaft and a chisel. Centrifugal shutoffs are installed on the wheel, overlapping the annular gap during rotation of the shaft and pressed against the shaft when rotation is stopped. A disadvantage of the known device is that when lowering the layout or lifting the pump wheel may be damaged or cause a sticking tool.
Другим недостатком известного решения является то, что при бурении колесо находится в зоне восходящего после долота потока жидкости, и лопатками насоса с перекрытыми каналами оно не сможет обеспечить нагружение долота, скорее будет иметь место разгрузка долота.Another disadvantage of the known solution is that when drilling the wheel is in the zone of upward flow of fluid after the bit, and the pump blades with blocked channels it will not be able to provide loading of the bit, rather, there will be unloading of the bit.
Известно другое устройство для создания осевой нагрузки на долото (авт. св. SU 1514902, приоритет 17.11.1987), содержащее корпус, соединенный с валом двигателя. В корпусе выполнена цилиндрическая расточка, в которую вставлен полый шток с поршнем в верхней части, который в нижней части имеет резьбу для соединения с долотом. В средней части штока, имеющего форму квадрата в поперечном сечении, размещены центраторы, вращающиеся вместе со штоком и предотвращающие его изгиб, нагрузка на долото создается при движении промывочной жидкости, входящей в расточку корпуса и создающей давление через поршень на шток и долото.There is another device for creating axial load on the bit (ed. St. SU 1514902,
Недостатком известного решения является потеря значительного давления промывочной жидкости, расходуемая на внезапное расширение потока при входе в расточку и последующее сужение потока при входе в центральное отверстие штока, а также потери при движении потока в центральном отверстии малого диаметра внутри штока.A disadvantage of the known solution is the loss of significant pressure of the flushing fluid spent on the sudden expansion of the flow at the entrance to the bore and the subsequent narrowing of the flow at the entrance to the Central hole of the rod, as well as losses during the movement of the stream in the Central hole of small diameter inside the rod.
Другим недостатком известного устройства является то, что центраторы на длинном штоке не позволяют управлять траекторией скважины и могут привести к поломке штока.Another disadvantage of the known device is that the centralizers on a long rod do not allow you to control the path of the well and can lead to damage to the rod.
Наиболее близким решением к изобретению является патент RU 2164582 С2 (приоритет 16.06.1999, авторы: Балденко Д.Ф. и др.), в котором приведена компоновка низа бурильной колонны, включающая телескопическую систему, установленную между бурильной колонной и ВЗД, состоящую из цилиндра и расположенного внутри него поршня с полым хвостовиком, причем цилиндр соединен с бурильной колонной, а поршень с хвостовиком - с корпусом двигателя. На верхнем торце поршня выполнено посадочное седло для размещения в нем насадки. В нижней части цилиндра выполнены отверстия, сообщающие его внутреннюю полость с затрубным пространством. В расточке нижней части цилиндра выполнено шлицевое или другое соединение с хвостовиком поршня для передачи крутящего момента. При подаче бурового раствора давление, определяемое перепадом в двигателе и долоте, а также в насадке и отверстии хвостовика поршня, передается на корпус двигателя и на долото.The closest solution to the invention is patent RU 2164582 C2 (priority 16.06.1999, authors: Baldenko D.F. et al.), Which shows the layout of the bottom of the drill string, including a telescopic system installed between the drill string and the VZD, consisting of a cylinder and a piston with a hollow shank located inside it, and the cylinder is connected to the drill string, and the piston with the shank to the engine body. At the upper end of the piston, a landing seat is made to accommodate the nozzle. Holes are made in the lower part of the cylinder, communicating its internal cavity with the annulus. In the bore of the lower part of the cylinder, a spline or other connection is made with the piston shaft to transmit torque. When the drilling fluid is supplied, the pressure determined by the difference in the engine and the bit, as well as in the nozzle and the bore of the piston shaft, is transmitted to the engine housing and to the bit.
Недостатком известного решения является то, что поршень и шлицевое (или другое) соединение цилиндра с поршнем для передачи крутящего момента работают в гидроабразивной среде, что приводит к быстрому их износу и потере характеристик (осевого усилия на долото и передаче крутящего момента). Другим недостатком известного устройства является большие потери давления на внезапное расширение и сужение потока, которые не создают повышения нагрузки на долото, а только чрезмерно нагружают буровые насосы, что снижает их ресурс.A disadvantage of the known solution is that the piston and the spline (or other) connection of the cylinder with the piston for transmitting torque operate in a hydroabrasive medium, which leads to their rapid wear and loss of characteristics (axial force on the bit and transmission of torque). Another disadvantage of the known device is the large pressure loss on the sudden expansion and narrowing of the flow, which do not create an increase in the load on the bit, but only excessively load the mud pumps, which reduces their resource.
Ззадача изобретения - повышение показателей бурения скважин при повышении надежности устройства, повышение ресурса бурового инструмента.The objective of the invention is to increase the performance of drilling wells while increasing the reliability of the device, increasing the resource of the drilling tool.
Техническим результатом данного устройства является повышение технико-экономических показателей бурения и предупреждение осложнения и аварии бурильного инструмента, создание долговечного гидравлического механизма подачи долота, установленного в компоновке низа бурильной колонны, при использовании минимального дополнительного давления (сверх необходимого для работы двигателя, долота и других устройств, входящих в состав компоновки низа бурильной колонны, например телеметрической системы контроля) для повышения показателей бурения наклонных и горизонтальных скважин, увеличения ресурса породоразрушающего инструмента и оборудования, входящего в состав компоновки низа бурильной колонны.The technical result of this device is to increase the technical and economic performance of drilling and the prevention of complications and accidents of the drilling tool, the creation of a durable hydraulic bit feed mechanism, installed in the layout of the bottom of the drill string, using the minimum additional pressure (in excess of the required for the operation of the engine, drill bit and other devices, included in the layout of the bottom of the drill string, for example, a telemetric monitoring system) to increase the performance of the drill I deviated and horizontal wells, increasing resource cutter tools and equipment, which is part of the BHA.
Указанный технический результат достигается за счет надежной герметизации камеры, в которой расположены поршень со штоком и шлицевое соединение штока с корпусом механизма подачи долота. Кроме того, предприняты меры для максимального снижения перепада давления в самом механизме подачи долота (МПД) для уменьшения нагрузки на буровые насосы при работе МПД.The specified technical result is achieved due to reliable sealing of the chamber, in which the piston with the rod and the spline connection of the rod with the body of the bit feed mechanism are located. In addition, measures have been taken to minimize the pressure drop in the bit feed mechanism (MPD) itself in order to reduce the load on the mud pumps during MPD operation.
Для достижения указанного технического результата в механизме подачи долота, включающем сборный цилиндрический корпус с внутренними шлицами, соединенный с верхней частью бурильной колонны, полый шток с поршнем в его верхней части и наружными шлицами, взаимодействующими с внутренними шлицами корпуса, соединенный нижней частью с компоновкой низа бурильной колонны, шток и поршень имеют одинаковые наружные диаметры, образующие с внутренними поверхностями цилиндрического корпуса зазор не более 0,5 мм на диаметр, причем на наружной поверхности поршня и на внутренней поверхности нижней части корпуса выполнены уплотнительные узлы, образующие вместе с внутренней поверхностью корпуса и наружной поверхностью штока герметичную камеру, заполняемую маслом, в которой находится шлицевое соединение.To achieve the specified technical result in the bit feed mechanism, including a prefabricated cylindrical body with internal splines connected to the upper part of the drill string, a hollow rod with a piston in its upper part and external splines interacting with the internal splines of the body, connected to the lower part with the layout of the bottom of the drill the columns, rod and piston have the same outer diameters, forming a gap of not more than 0.5 mm per diameter with the inner surfaces of the cylindrical body, and on the outer surface On the piston side and on the inner surface of the lower part of the housing, sealing units are made, which form, together with the inner surface of the housing and the outer surface of the stem, an airtight chamber filled with oil, in which there is a spline connection.
Отличительными признаками изобретения является то, что шток и поршень имеют одинаковые наружные диаметры, образующие с внутренней поверхностью цилиндрического корпуса зазор не более 0,5 мм на диаметр, причем на наружной поверхности поршня и на внутренней поверхности нижней части корпуса выполнены уплотнительные узлы, образующие вместе с внутренней поверхностью корпуса и наружной поверхностью штока герметичную камеру, заполняемую маслом, в которой находится шлицевое соединение.Distinctive features of the invention is that the rod and piston have the same outer diameters, forming a gap of not more than 0.5 mm per diameter with the inner surface of the cylindrical body, and on the outer surface of the piston and on the inner surface of the lower part of the housing there are sealing units forming together with the inner surface of the housing and the outer surface of the stem is a sealed chamber filled with oil, in which there is a spline connection.
Благодаря наличию этих признаков предлагаемая конструкция повышает ресурс и надежность работы механизма подачи долота (сохраняется стабильность осевого усилия на долото и стабильность передачи крутящего момента), повышает технико-экономические показатели бурения и предупреждает осложнения и аварии бурильного инструмента.Due to the presence of these features, the proposed design increases the resource and reliability of the bit feed mechanism (stability of the axial force on the bit and stability of torque transmission is maintained), increases the technical and economic performance of drilling and prevents complications and accidents of the drilling tool.
На чертежах иллюстрируется сущность изобретения. The drawings illustrate the essence of the invention.
На фиг. 1 представлен фрагмент компоновки низа бурильной колонны (КНБК) с механизмом подачи долота (МПД);In FIG. 1 shows a fragment of the layout of the bottom of the drill string (BHA) with a bit feed mechanism (MTD);
на фиг. 2 показан поперечный разрез МПД в сечении В-В.in FIG. 2 shows a transverse section through the MTD in section BB.
Механизм подачи долота (фиг. 1) содержит трубчатый наружный корпус, состоящий из соединенных друг с другом посредством конических резьб переводника 1, соединенного посредством резьбы 2 с бурильной колонной 3, корпуса верхнего 4, переводника 5 с внутренними шлицами и корпуса нижнего 6. Внутри трубчатого корпуса расположен шток 7 с наружными шлицами, являющимися ответными для шлицев переводника 5, и резьбой 8 для соединения с корпусом забойного двигателя 9 (или телесистемой, при наличии). Сверху на шток 7 навинчен поршень 10 с уплотнительным узлом 11. На корпусе 6 снизу также выполнен уплотнительный узел 12. Имеющееся пространство между штоком и корпусом заполняется смазочным материалом (маслом, пластичной смазкой) через отверстия 13 и 14. Шток 7 и поршень 10 имеют одинаковые наружные диаметры. Поверхности скольжения на корпусе верхнем 4 и на штоке 7, контактирующие с уплотнительными узлами 11 и 12, имеют равные диаметры D, которые упрочняются (например, покрытием из твердого хрома) и полируются, благодаря чему достигается значительное увеличение ресурса. Равенство диаметров уплотнительных узлов D при перемещении штока 7 с поршнем 10 обеспечивает постоянство объема смазки между трубчатым наружным корпусом и штоком, что приводит к постоянству давления масла и беспрепятственному перемещению штока 7 вдоль оси механизма подачи долота на величину хода С (фиг. 1). Кроме того, ввиду возможных изгибов траектории скважин, рядом с уплотнительным узлом 12 установлена втулка 15 из антифрикционного материала (например, бронзы), выполняющая роль радиальной опоры штока 7, а контактирующий с опорой шток имеет антифрикционное покрытие. Для снижения потерь давления в механизме подачи долота в полом штоке 7 выполняется центральное отверстие максимального диаметра, исходя из соображений прочности штока. При этом на верхнем конце поршня 10 отверстие выполняется коническим, как и на нижнем конце штока 7.The bit feed mechanism (Fig. 1) contains a tubular outer casing consisting of tapered threads of a
Механизмом подачи долота предназначен, в основном, для работы в горизонтальных и наклонно-направленных (с большим углом относительно вертикали) скважинах, т.к. в вертикальных скважинах и скважинах с небольшим углом подача долота осуществляется с помощью буровой лебедки (весом инструмента на крюке). На горизонтальном участке при большой его протяженности колонна лежит на стенке скважины и под действием трения или дифференциального прихвата вес инструмента может быть недостаточным для подачи долота. В этом случае вступает в работу гидравлический механизм подачи долота.The bit feed mechanism is intended mainly for working in horizontal and directional (with a large angle relative to the vertical) wells, as in vertical and small-angle wells, the bit is fed using a drawworks (weight of the tool on a hook). In the horizontal section, with its great length, the column lies on the wall of the well and under the action of friction or differential sticking, the weight of the tool may be insufficient to feed the bit. In this case, the hydraulic bit feed mechanism comes into operation.
Работа механизма подачи долота осуществляется следующим образом. При прекращении подачи колонны по указанным выше причинам промывочная жидкость продолжает поступать через механизм подачи долота по стрелке А (фиг. 1) к низлежащим элементам компоновки (долото, забойный двигатель, система телеконтроля), в которых срабатывается определенный перепад давления (6-10 МПа). Благодаря тому, что в механизме подачи долота бурильная колонна разъединена (шток 7 соединен с частью колонны, расположенной ниже механизма подачи долота и может телескопически перемещаться относительно корпусных элементов устройства), сила обозначенного выше перепада давления, равная произведению перепада давления на площадь поршня 10, определяемая диаметром D, передается на долото (за вычетом сил трения оборудования, установленного ниже механизма подачи долота, о стенки скважины). Процесс бурения продолжается до выработки хода С штока механизма подачи долота. Оптимальный ход штока C определяется опытным путем. В процессе продвижения колонны, в случае ее подвисания и срыва, механизм подачи долота предотвращает удар долота и его поломку о забой, т.к. шток 7 возвращается в исходное положение под действием усилия от забоя, с которым долото находится в контакте.The work of the bit feed mechanism is as follows. When the supply of the column is stopped for the above reasons, the flushing fluid continues to flow through the bit feed mechanism in the direction of arrow A (Fig. 1) to the lower layout elements (bit, downhole motor, telecontrol system) in which a certain pressure drop is triggered (6-10 MPa) . Due to the fact that the drill string is disconnected in the bit feed mechanism (the
В таблице приведены расчетные значения усилий, действующих на шток 7, для различных типоразмеров механизма подачи долота (106, 120, 178 мм) при различных перепадах давлений, срабатываемых в нижней части КНБК.The table shows the calculated values of the forces acting on the
Опытная партия описанных механизмов подачи долота в габарите 120 мм изготовлена в ООО «Гидробур-сервис» (г.Пермь). Сравнительные испытания двигателей с МПД и без МПД, работавших в аналогичных условиях, проведены на интервалах скважин 695-966 м и 966-1260 м - с использованием МПД, 692-990 м и 990-1382,5 м - без использования МПД. Полученные результаты показали, что при бурении скважин средняя механическая скорость проходки увеличивается на 8-10%, долото значительно меньше изнашивается при одинаковых условиях бурения.An experimental batch of the described bit feed mechanisms in a dimension of 120 mm was made at Gidrobur-Service LLC (Perm). Comparative tests of engines with and without MTD working in similar conditions were carried out at the intervals of wells 695–966 m and 966–1260 m –– using MTD, 692–990 m and 990–1383.5 m –– without MTD. The results showed that when drilling wells, the average mechanical penetration rate increases by 8-10%, the bit wears out much less under the same drilling conditions.
Claims (4)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017132221A RU2661515C1 (en) | 2017-09-14 | 2017-09-14 | Mechanisms for feeding drill bits |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017132221A RU2661515C1 (en) | 2017-09-14 | 2017-09-14 | Mechanisms for feeding drill bits |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2661515C1 true RU2661515C1 (en) | 2018-07-17 |
Family
ID=62916990
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017132221A RU2661515C1 (en) | 2017-09-14 | 2017-09-14 | Mechanisms for feeding drill bits |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2661515C1 (en) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2116429C1 (en) * | 1994-09-20 | 1998-07-27 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Клим" | Device for creating axial load on drilling bit |
DE19716998A1 (en) * | 1997-04-23 | 1998-11-05 | Brussmann Dietmar | Drill-string shock absorber unit, used in deep drilling |
RU2164582C2 (en) * | 1999-06-16 | 2001-03-27 | ОАО НПО "Буровая техника" | Configuration of lower part of drill pipe string to drive inclined or horizontal holes by screw face motor |
RU2194839C2 (en) * | 2000-06-27 | 2002-12-20 | Закрытое акционерное общество "АСНОВ Д.Н." | Drilling bit loading complex |
RU2439282C1 (en) * | 2010-05-12 | 2012-01-10 | Вагапов Юнир Гафурович | Bottom-hole feeding mechanism |
RU2594418C1 (en) * | 2015-06-15 | 2016-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Downhole feed mechanism |
-
2017
- 2017-09-14 RU RU2017132221A patent/RU2661515C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2116429C1 (en) * | 1994-09-20 | 1998-07-27 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Клим" | Device for creating axial load on drilling bit |
DE19716998A1 (en) * | 1997-04-23 | 1998-11-05 | Brussmann Dietmar | Drill-string shock absorber unit, used in deep drilling |
RU2164582C2 (en) * | 1999-06-16 | 2001-03-27 | ОАО НПО "Буровая техника" | Configuration of lower part of drill pipe string to drive inclined or horizontal holes by screw face motor |
RU2194839C2 (en) * | 2000-06-27 | 2002-12-20 | Закрытое акционерное общество "АСНОВ Д.Н." | Drilling bit loading complex |
RU2439282C1 (en) * | 2010-05-12 | 2012-01-10 | Вагапов Юнир Гафурович | Bottom-hole feeding mechanism |
RU2594418C1 (en) * | 2015-06-15 | 2016-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Downhole feed mechanism |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US3180436A (en) | Borehole drilling system | |
US4693328A (en) | Expandable well drilling tool | |
RU2418147C1 (en) | Calibrating device of extension-type well shaft | |
AU2011207084C1 (en) | Wellbore obstruction-clearing tool and method of use | |
US3088532A (en) | Bit loading device | |
US10221657B2 (en) | Drillable and resettable wellbore obstruction-clearing tool | |
US20180171726A1 (en) | Drilling Oscillation Systems and Optimized Shock Tools for Same | |
US11306538B2 (en) | Fluid operated drilling device and a method for drilling a hole using a fluid operated drilling device | |
EP1756389B1 (en) | A reciprocable impact hammer | |
CN105888554B (en) | Surge and push away multiple shock oscillator | |
US6290002B1 (en) | Pneumatic hammer drilling assembly for use in directional drilling | |
CN103485718A (en) | Anti-friction drag-reducing tool based on pulse excitation | |
US11371287B2 (en) | Fluid operated drilling device and a method for drilling a hole | |
US3405771A (en) | Deep well motor impact tool and drilling apparatus | |
RU2542057C1 (en) | Blade underreamer | |
RU2661515C1 (en) | Mechanisms for feeding drill bits | |
US9611846B2 (en) | Flow restrictor for a mud motor | |
CN114215491A (en) | Integrated abandoned well casing cutting fisher | |
US4715454A (en) | Mechanical directional drilling jar with swivel means | |
RU2802985C1 (en) | Well reamer | |
RU2719880C1 (en) | Expander for simultaneous drilling and expansion on casing string | |
RU2753428C1 (en) | Device for simultaneous drilling and fixing of areas of heaving and collapses during drilling of a well | |
RU2674044C1 (en) | Well bore expander | |
CN100497878C (en) | Automatic anti-oblique well drilling tool | |
RU2089719C1 (en) | Mechanism for cleaning pipe cavities from paraffin and other deposits |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MZ4A | Patent is void |
Effective date: 20200526 |