RU2689465C2 - Комбинированное буровое долото с механическим креплением элементов шарошечного узла долота - Google Patents
Комбинированное буровое долото с механическим креплением элементов шарошечного узла долота Download PDFInfo
- Publication number
- RU2689465C2 RU2689465C2 RU2016147970A RU2016147970A RU2689465C2 RU 2689465 C2 RU2689465 C2 RU 2689465C2 RU 2016147970 A RU2016147970 A RU 2016147970A RU 2016147970 A RU2016147970 A RU 2016147970A RU 2689465 C2 RU2689465 C2 RU 2689465C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drill bit
- roller
- fastener
- several
- combined drill
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title abstract 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 title abstract 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 27
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 18
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000003466 welding Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 5
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 5
- 229910001092 metal group alloy Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 210000000078 claw Anatomy 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 claims 1
- 230000005489 elastic deformation Effects 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 19
- 230000036316 preload Effects 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 3
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 3
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 229910001026 inconel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/08—Roller bits
- E21B10/14—Roller bits combined with non-rolling cutters other than of leading-portion type
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B23—MACHINE TOOLS; METAL-WORKING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- B23P—METAL-WORKING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; COMBINED OPERATIONS; UNIVERSAL MACHINE TOOLS
- B23P11/00—Connecting or disconnecting metal parts or objects by metal-working techniques not otherwise provided for
- B23P11/02—Connecting or disconnecting metal parts or objects by metal-working techniques not otherwise provided for by first expanding and then shrinking or vice versa, e.g. by using pressure fluids; by making force fits
-
- 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
- E21B10/20—Roller bits characterised by detachable or adjustable parts, e.g. legs or axles
-
- 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
- E21B10/62—Drill bits characterised by parts, e.g. cutting elements, which are detachable or adjustable
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Insertion Pins And Rivets (AREA)
- Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)
- Details Of Cutting Devices (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Drilling Tools (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к комбинированным буровым долотам и к способу их изготовления. Технический результат заключается в повышении надежности долота путем исключения сварки с лапой или корпусом долота для предотвращения ослабления крепежных элементов. Комбинированное буровое долото содержит: корпус с несколькими лопастями, каждая из которых содержит несколько породоразрушающих элементов; по меньшей мере один карман для шарошечного узла, расположенный между примыкающими лопастями в корпусе и содержащий первый механизм, реагирующий на крутящий момент; по меньшей мере один шарошечный узел, содержащий лапу, к которой присоединен способный вращаться режущий элемент и которая содержит второй механизм, реагирующий на крутящий момент и способный функционально входить в зацепление с первым механизмом, реагирующим на крутящий момент; и несколько отверстий для механических крепежных элементов. Долото также содержит: несколько механических крепежных элементов, выполненных для надежного и съемного присоединения по меньшей мере одного шарошечного узла к карману; фиксирующее соединение, выполненное на части по меньшей мере одного крепежного элемента и способное обеспечивать посадку с натягом между фиксирующим соединением и связанным с ним отверстием для крепежного элемента в лапе; несколько фиксирующих крышек, каждая из которых способна входить в зацепление с выступающей частью соответствующего крепежного элемента для предотвращения относительного поворота между крепежным элементом и крышкой; и несколько наварных деталей, зацепляющих по меньшей мере часть каждой фиксирующей крышки и способных предотвращать смещение каждой фиксирующей крышки относительно соответствующего крепежного элемента и предотвращать относительный поворот между каждой крышкой и корпусом. Каждая из наварных деталей расположена между смежными фиксирующими крышками, соединяя их. 3 н. и 21 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУ
Данная заявка на патент испрашивает преимущество и приоритет согласно предварительной заявке на патент США №62/002,787, поданной 23 мая 2014 г., содержание которой полностью включено в настоящую заявку посредством ссылки.
ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Область техники, к которой относится изобретение.
В общем, изобретения раскрытые и описанные здесь, относятся к комбинированным (гибридным) буровым долотам, имеющим по меньшей мере одну закрепленную лопасть с режущими элементами и по меньшей мере один шарошечный узел долота, а, в частности, относятся к комбинированным буровым долотам с механически прикрепленным шарошечным узлом.
Описание известного уровня техники.
Роторные буровые долота, используемые для разведки и добычи нефти и газа, значительно эволюционировали после разработанного Говардом Хьюзом бурового долота с двойным конусом, который имел два вращающихся конусообразных режущих узла. На сегодняшний день существуют вращающиеся буровые долота с закрепленными или не вращающимися (режущими) лопастями с установленными на них поликристаллическими алмазными резцами (PDC). Существуют также комбинированные буровые долота, сочетающие в себе закрепленные на лопасти режущие элементы и вращающиеся режущие элементы. Большинство, но не все, из комбинированных буровых долот имеют модульную конструкцию, в которой вращающиеся или шарошечные режущие элементы представляют собой отдельными компоненты, соединенные с корпусом долота сваркой или другим способом крепления.
Изобретения раскрытые и описанные в данном документе, относятся к усовершенствованному модульному комбинированному буровому долоту, включающему по меньшей мере один шарошечный узел, механически закрепленный на корпусе бурового долота.
КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В кратком изложении одного из вариантов осуществления настоящего изобретения, комбинированное буровое долото содержит: корпус, имеющий по меньшей мере одну (режущую) лопасть, каждая из которых содержит несколько породоразрушающих (далее - режущих) элементов; по меньшей мере один карман для шарошечного узла, выполненный в корпусе и содержащий первый механизм, реагирующий на крутящий момент, причем карман располагается между примыкающими лопастями; по меньшей мере один шарошечный узел, содержащий лапу, к которой присоединен, способный вращаться режущий элемент; лапа содержит второй механизм, реагирующий на крутящий момент, и способный функционально входить в зацепление с первым механизмом, реагирующим на крутящий момент и несколько отверстий для механических крепежных элементов; нескольких механических крепежных элементов, изготовленных из высокопрочного, с высоким сопротивлением на излом, стойкого к коррозии металлического сплава, способных надежно и съемно соединять шарошечные узлы к карманам; фиксирующее соединение, выполненное на части, по меньшей мере одного крепежного элемента и способное обеспечивать посадку с натягом между фиксирующим соединением и связанным с ним отверстием для крепежного элемента в лапе; несколько фиксирующих крышек, каждая из которых способна входить в зацепление с выступающей частью крепежного элемента и предотвращать относительный проворот между крепежным элементом и крышкой; и несколько наварных деталей/швов, зацепляющих, по меньшей мере, часть каждой фиксирующей крышки и способных предотвращать смещение крышки относительно крепежного элемента и предотвращать относительный проворот между крышкой и корпусом, причем каждая из наварных деталей расположена между смежными фиксирующими крышками, соединяя их.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Для дополнительного разъяснения и иллюстрирования некоторых вариантов осуществления настоящего изобретения включены следующие рисунки. Изобретение будет лучше понято со ссылкой на один или несколько рисунков в сочетании с подробным описанием представленных здесь конкретных вариантов осуществления изобретения.
На РИС. 1 представлен вид в разобранном состоянии одного из нескольких возможных вариантов выполнения модульного комбинированного бурового долота с шарошечным узлом, механически закрепленным на корпусе бурового долота.
На РИС. 2 представлено комбинированное буровое долото в собранном виде, изображенное на РИС. 1.
На РИС. 3 представлен один из нескольких возможных вариантов выполнения шарошечной лапы.
На РИС. 4 представлен один из нескольких возможных вариантов выполнения механической системы крепления и фиксирующей крышки.
На РИС. 5 представлено деформированное отверстие для крепежного элемента в шарошечной лапе.
Поскольку описанное изобретение подвержено различным модификациям и альтернативным вариантам осуществления, то только несколько конкретных вариантов его осуществления показаны в качестве примера на чертежах и подробно описаны ниже. Рисунки и подробные описания данных конкретных вариантов осуществления не предназначены для любого ограничения сущности и объема изобретения или прилагаемой формулы изобретения. Скорее всего, рисунки и подробное описание приводятся для иллюстрации идеи изобретения специалисту в отрасли техники, к которой относится данное изобретение, чтобы дать ему возможность осуществить и использовать идею изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Рисунки, указанные выше, и нижеследующее описание конкретных конструкций и функций не предназначены для ограничения объема изобретения или объема прилагаемой формулы изобретения. Скорее всего, рисунки и подробное описание приводятся для иллюстрации идеи изобретения специалисту в отрасли техники, к которой относится данное изобретение, чтобы дать ему возможность осуществить изобретения, для которых запрашивается охрана патента. Специалистам в отрасли техники, к которой относится данное изобретение, понятно, что не все признаки, аспекты и функции для промышленного внедрения изобретения описаны или показаны для ясности и понимания. Специалистам в отрасли техники, к которой относится данное изобретение, также понятно, что разработка действующего промышленного устройства, включающего некоторые или все аспекты настоящего изобретения, потребует многочисленных конкретных решений для коммерческого воплощения, как конечной цели разработчика. Такие конкретные решения могут включать, не ограничиваясь, соблюдение требований, связанных с системой, бизнесом, государством и другими ограничениями, которые могут варьироваться от конкретной сферы использования, местоположения и время от времени. Хотя усилия разработчика могут быть затратны и требовать много времени в абсолютном смысле, такие усилия были бы, тем не менее, рутинным делом для специалистов в отрасли техники, к которой относится данное изобретение, благодаря этому раскрытию настоящего изобретения. Необходимо понимать, что варианты осуществления изобретения, раскрытые и описанные здесь, восприимчивы к многочисленным и различным модификациям и альтернативным формам. Наконец, использование терминов в единственном числе не следует рассматривать как ограничение количества элементов. Кроме того, использование относительных терминов, например, не ограничиваясь, "сверху", "снизу", "влево", "вправо", "верхний", "нижний", "вниз", "вверх", "сторона", и тому подобное, используемых в описании для ясности с конкретной ссылкой на чертежи, не предназначено для ограничения объема настоящего изобретения или прилагаемой формулы изобретения.
Предложено модульное комбинированное буровое долото, содержащее одно или несколько закрепленных режущих лопастей и по меньшей мере один шарошечный узел, который крепится к корпусу бурового долота механическими крепежными элементами. Шарошечный узел сопрягается с карманом в корпусе бурового долота и входит в зацепление с конструкциями, предотвращающими антиротационное вращение или смещение, например, соединением шип-паз. Кроме того, между шарошечным узлом и карманом или корпусом бурового долота могут ставиться регулировочные прокладки для регулировки выступа шарошечного узла в радиальном направлении и/или выступа шарошечного узла в осевом направлении.
В предпочтительном варианте осуществления, механические крепежные элементы представляют собой резьбовые шпильки, изготовленные из высокопрочного, с высоким сопротивлением на излом, стойкого к коррозии металлического сплава и простираются в радиальном направлении наружу от кармана или корпуса бурового долота, на котором размещается шарошечный узел. Стяжные гайки входят в зацепление с выступающей частью резьбовых шпилек и затягиваются, зажимая в кармане шарошечный узел. Одна или несколько шпилек имеет фиксирующий механизм, например, посадку с натягом, которая эластично или пластично деформирует отверстие крепежного элемента в шарошечномузле, фиксируя узел в осевом положении. Гайки привариваются по месту, предотвращая ослабление крепежных элементов. В альтернативном и предпочтительном варианте осуществления, фиксирующие крышки, способные входить в зацепление с местом посадки на гайке, размещаются над выступающими гайками и свариваются друг с другом и привариваются к корпусу бурового долота или, как вариант, к стопорной пластине, удерживаемой гайками, что исключает сварку с лапой или корпусом бурового долота, чтобы предотвратить ослабление крепежных элементов.
На РИС. 1 представлен один из вариантов осуществления комбинированного бурового долота 100, содержащего несколько закрепленных режущих лопастей 102 и по меньшей мере один шарошечный узел 104, съемно закрепленный на корпусе 106 бурового долота. Как показано на РИС. 1, закрепленные режущие лопасти 102 выполняются, не обязательно, в одно целое с корпусом 106 бурового долота. Шарошечный узел 104 представлен как отдельный узел, съемно и механически прикрепленный к части корпуса 106 бурового долота, предпочтительно между закрепленными режущими лопастями 102.
Каждая из закрепленных режущих лопастей 102 включает несколько режущих элементов 108, например, не ограничиваясь, режущих элементов, армированных поликристаллическими синтетическими алмазами (PDC), прикрепленных к ним в определенном месте и определенным способом. Шарошечный узел 104 включает корпус или лапу 110 со шпинделем 302 (РИС. 3) и коническую шарошку 112, к которой в определенном месте и определенным способом прикреплено несколько режущих элементов 114.
Шарошечная лапа 110 содержит несколько отверстий 116 для крепежных элементов, по существу, совпадающих с отверстиями 118 для крепежных элементов на корпусе бурового долота. Лапа 110 предпочтительно, но не обязательно, содержит стопорный элемент 120 или шип, входящий в зацепление с участком сопряжения 122 корпуса, например, вырез или карман для лапы в корпусе 106 бурового долота.
Как показано на РИС. 1, шарошечная лапа 110 механически крепится к корпусу 106 резьбовыми крепежными элементами 124. В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления, резьбовые крепежные элементы 124 представляют собой резьбовые шпильки, с участками резьбы на обоих концах. Шарошечная лапа 110 крепится к корпусу 106 бурового долота гайками 126, которые входят в зацепление с резьбовыми шпильками. В альтернативном варианте осуществления используются болты с резьбой, выполненные в одно целое с лапой. Предпочтительные крепежные элементы более подробно описаны со ссылкой на РИС. 4.
На РИС. 1 представлены дополнительные стопорные пластины 128. Как показано выше, стопорные пластины 128 входят в зацепление с углублением 130 под стопорную пластину в лапе 110. Стопорная пластина 128, показанная на РИС. 1 содержит три выступа 132, которые, как показано на РИС. 2, располагаются между гайками 126. Как уже обсуждалось со ссылкой на РИС. 3 предполагаются альтернативные конфигурации стопорной пластины.
Отверстия 116 для крепежного элемента в лапе и соответствующие отверстия в корпусе 118 буровой колонки предпочтительно центрируются вдоль радиальных линий относительно реального или воображаемого центра корпуса 106. В альтернативном варианте, отверстия 116, 118 для крепежных элементов центрируются вдоль нерадиальных хорд корпуса.
Следует принять во внимание, что, по меньшей мере, из-за различий в сопрягаемых размерах, вызванных производственными допусками в корпусе 106 бурового долота и шарошечной лапы 110, в комбинированном буровом долоте 100 могут использоваться проставки или регулировочные прокладки для точной посадки шарошечной лапы 110 / шарошечного конуса 112 относительно корпуса 106 бурового долота, и особенно относительно величины выступа режущего элемента. Например, как показано на РИС. 2, одна или несколько регулировочных прокладок 134 размещаются между верхней поверхностью шарошечной лапы 110 и соответствующей частью в корпусе 106 бурового долота. Следует понимать, что одна или несколько регулировочных прокладок 134 в этом месте сместит шарошечную лапу 110 в осевом направлении, что позволяет регулировать величину выступа шарошечных режущих элементов 114. Аналогичным образом, одна или несколько регулировочных прокладок 136, размещенных между шарошечной лапой 110 и корпусом 106 бурового долота, отведет лапу 110 от корпуса 106 в радиальном направлении. Благодаря такому способу регулировки предпочтительна ориентация отверстий 116, 118 для крепежного элемента вдоль радиальных линий.
Как уже обсуждалось более подробно со ссылкой на РИС. 3, осевая регулировка шарошечного узла 104 требует, чтобы отверстия 116 для крепежного элемента были продолговатыми, позволяя осуществлять осевую регулировку.
Как показано на РИС. 2 радиальные прокладки 136 удерживаются на месте механическими крепежными элементами 124, 126. Осевые прокладки 134, тем не менее, восприимчивы к их смещению или выбиванию с места между шарошечной лапой 110 и корпусом 106 бурового долота. Предполагается использование фиксирующих механизмов для нескольких различных регулировочных прокладок 134 для удержания осевых прокладок на месте. Например, на поверхности лапы 110 выполняется выемка для зацепления выступа на осевой прокладке 134, чтобы предотвратить выбивание осевой прокладки 134 из бурового долота 100.
Наконец, как показано на РИС. 1, данный конкретный вариант 100 использует фиксирующие крышки 138, предотвращающие ослабление затяжки гаек 126 крепежного элемента, что будет обсуждаться ниже.
На РИС. 2 представлено буровое долото 100, изображенное на РИС. 1, в собранном виде. Механические крепежные элементы 124, 126 затягиваются с определенным моментом, а фиксирующие крышки 138 устанавливаются на выступающие части крепежных элементов 116, например, на гайку или головку болта. Для предотвращения ослабления крепежных элементов 116 при использовании бурового долота 100, вдоль верхней части крышек и между смежными крышками накладывается первый ряд прихваточных швов (наварных деталей) 200, соединяя каждую прилегающую крышку. Кроме того, ряд прихваточных швов 202 может накладываться снизу, прикрепляя крышки 138, предпочтительно, к стопорным пластинам 128, например, к каждому выступу 132 пластины, или, в альтернативном варианте, к лапе 110. Следует принять во внимание, что хотя сварные швы 202 крепят крышки к буровому долоту 100 и предотвращают ослабления крепежного элемента 116, например, гаек 126, то сварные швы 200 удерживают крышки 138, в выровненном положении до наложения сварного шва 202.
Хотя в вариантах осуществления показаны восемь крепежных элементов, представленных на РИС. 1 и 2, следует понимать, что возможно использование другого числа крепежных элементов, в том числе по одному крепежному элементу на шарошечный узел. Следует принять во внимание, что число крепежных элементов может меняться от одного до нескольких в зависимости от конфигурации режущего элемента шарошечного узла и свойств его материала, свойств материала корпуса, свойств материала крепежного элемента(ов). В вариантах осуществления, представленных на РИС. 1 и 2, используются только четыре крепежных элемента, точнее говоря, по два крепежных элемента на каждой стороне в верхней и нижней части. Два средних крепежных элемента на каждой стороне считаются резервными крепежными элементами на случай выхода из строя одного или нескольких основных крепежных элементов. Следует принять во внимание, что увеличение интервала между основными крепежными элементами максимизирует антиротационные свойства шарошечного узла.
На РИС. 3 представлена шарошечная лапа 300, пригодная для использования в изобретениях, раскрытых в данном документе. Лапа 300 подобна лапе 110, представленной на РИС. 1, и на ней показан шпиндель 302 шарошечного узла не видимый на РИС. 1. Лапа 300 показана с выемкой 130, способной принимать стопорную пластину 128, как показано на РИС. 1. В альтернативном варианте, как показано на РИС. 3, лапа 300 может не иметь выемки для стопорной пластины и поверхность 304 остается по существу плоской. Для упрощения демонтажа лапы 300 или шарошечного узла 104 с корпуса 106 бурового долота после эксплуатации (например, для ремонта), лапа 300 показана со съемным приспособлением 306, которое может представлять собой отверстие с резьбой для инструмента, стягивающего лапу с корпуса 106. На РИС. 3 также показаны участки с твердосплавным покрытием 308, которые наносятся на лапу 300 шарошечного узла предпочтительно перед сборкой лапы 300 и до сопряжения шарошечного узла с корпусом 106 бурового долота.
На РИС. 3 также показано, что отверстия 116 для крепежного элемента могут представлять собой продолговатые отверстия, а не полностью круглые отверстия. Следует принять во внимание, что для осевой регулировки шарошечного узла 104, 300 отверстия 116 для крепежного элемента следует выполнять продолговатыми, чтобы обеспечить осевое смещение шарошечного узла 104 по отношению к корпусу 106. И наоборот, если отсутствует необходимость в осевой регулировке шарошечного узла 104, то отверстия 116 для крепежного элемента выполняются круглыми или по существу круглыми и способными осуществлять сопряжение с механическими крепежными элементами скользящей посадкой или посадкой с натягом, в соответствии с пониманием данных терминов в отрасли техники, к которой относится данное изобретение. Например, если требуемая величина осевого смещения или регулировки составляет около 0,070 дюйма, то продольная ось продолговатого отверстия должны превышать на 0,070 дюйма диаметр соответствующего круглого отверстия.
На РИС. 4 приведен пример одного из нескольких типов систем механических крепежа, которые могут быть использованы в настоящем изобретении. В настоящее время предпочтительная механическая система крепежа содержит шпильку 124 с участками 400 и 402 резьбы на каждом конце и гайку 126. В конкретном варианте осуществления, описанном здесь, данная крепежная шпилька 124 имеет номинальный диаметр 7/16 дюйма и общую длину около 2 дюймов. Как показано на РИС. 4, участок 400 с резьбой включает в себя серию крупной резьбы, например, 7/16 дюйма с 14 нитками. Участок 400 с резьбой на шпильке 124 способен осуществлять сопряжение с отверстиями 118 с соответствующей резьбой. Другой конец шпильки 124 может включать в себя серию тонкой резьбы, например 7/16 дюйма с 20 нитками. Одна из причин применения серии тонкой резьбы на одном конце шпильки 124 объясняется тем, что свойства материала корпуса 106 бурового долота, вероятно, будут хуже свойств материала данной предпочтительной механической системы крепежа. Использование тонкой резьбы 402 на дистальном конце шпильки, входящем в зацепление с гайкой 126, служит для уменьшения вероятности создания критической нагрузки и срывания серии крупной резьбы 400 в корпусе бурового долота.
Предпочтительным является изготовление механических крепежных элементов, например, резьбовых шпилек 124 и гаек 126, из стойкого к коррозии, высокопрочного металлического сплава с высоким сопротивлением на излом. В настоящее время, например, предпочтительным является изготовление механических крепежных элементов из никелевого термически упрочняемого сплава, например Inconel®, имеющего прочность на разрыв, по меньшей мере, 260000 фунтов на квадратный дюйм. Механические крепежные элементы данного типа можно приобрести у различных коммерческих структур, включая, не ограничиваясь, компанию Automotive Racing Products, Inc. Шпильки 124 и гайки 126, сделанные компанией ARP из своего материала Custom Age 625+®, использовались для прототипов комбинированного бурового долота 100. Предпочтительно, но не обязательно, изготовление шпилек 124 и гаек 126 из того же материала.
В случае использования стопорной пластины 128 в конкретном варианте выполнения комбинированного бурового долота, материал для изготовления стопорной пластины и фиксирующих крышек 138 не обязательно должен соответствовать материалу для изготовления крепежных элементов. В предпочтительном варианте осуществления изобретения, материал стопорной пластина 128 и фиксирующей крышки 138 может представлять собой обычный стальной сплав, например, AISI 8620 или другой металлический сплав, поддающийся сварке. Поскольку стопорная пластина 128 и фиксирующая крышка не являются несущими компонентами, то прочность и стойкость к коррозии не столь важны, как для механических крепежных элементов, которые несут значительные статические и динамические нагрузки.
Следует также иметь в виду, что усилие зажима механических крепежных элементов является вопросом проектирования, зависящим от типоразмера бурового долота 100, прогнозируемого внешнего воздействия и материалов, из которых изготовлено буровое долото 100. Для вариантов осуществления, показанных на рисунках, желательно использование восьми механических крепежных элементов с номинальной резьбой в 7/16 дюйма для каждого шарошечного узла 104, чтобы предварительно дать нагрузку на каждый крепежный элемент примерно в 21000 фунтов, или около 89% разрушающей нагрузки, дающей 0,02% смещения. Специалистам очевидно, что придание предварительной нагрузки крепежному элементу, как правило, осуществляется путем регулирования величины момента затяжки гайки 126. Тем не менее, как известно, соотношение между моментом затяжки и предварительной нагрузкой не обязательно линейно и зависит от целого ряда факторов, не последним из которых является трение между резьбами гайки 126 и шпильки 124. Например, было обнаружено, что расчетный момент затяжки гайки в 95 футо-фунтов дает 17500 фунтов предварительной нагрузки, в фактически было обнаружено, что для достижения той же предварительной нагрузки потребовался момент затяжки вплоть до 120 футо-фунтов. Такое расхождение между расчетным моментом затяжки и требуемым моментом было связано с трением между шпилькой и гайкой, изготовленных из того же высокопрочного, с высоким сопротивлением на излом материала.
Как показано на РИС. 1, шпилька 126 может и иметь головку 140 с внутренним шестигранником или другой тип головки под инструмент для установки и затяжки (например, дотягивания) шпильки в корпусе 106 бурового долота с отверстиями 118 с резьбой.
На РИС. 4 представлен участок осадки 404, длиной около 1/4 дюйма и диаметром на 0,017-0,019 дюйма больше, чем основное тело 406 крепежного элемента 124. Данный участок осадки 404 способен осуществить посадку с натягом в отверстия 116 для крепежного элемента в шарошечной лапе 110. Следует принять во внимание, что при установке на место соответствующих осевых регулировочных прокладок 134 и установке шарошечного узла на шпильки 124, затягивание гайки 126 приводит к механической деформации, пластичной или упругой, которая фиксирует лапу 104 шарошечного узла в осевом положении на корпусе 106 бурового долота. Если материал шпильки 124 прочнее (например, тверже), чем материал, из которого изготовлена лапа 110, то более мягкий материал будет деформироваться значительно больше, чем твердый участок осадки 404.
На РИС. 5. представлено изображение отверстия 116 крепежного элемента после пластической деформации 500, вызванной участком осадки 404 на шпильке 124. Деформация на одной стороне отверстия 116 обозначена буквой "d" на РИС. 5. Из данного изображения следует, что данная посадка с натягом и результирующая деформация фиксируют шарошечный узел 104 в осевом положении на корпусе 106 бурового долота.
Следует принять во внимание, что существуют альтернативные варианты осуществления данного участка осадки, которые представляются перспективными по отношению к вариантам осуществления, раскрытым в настоящем документе. Например, не ограничиваясь, можно использоваться один или несколько выступов в форме ромба вместо цилиндрического профиля участка осадки 404, показанного на РИС. 4. С другой стороны, зазубренные выступы вдоль части шпильки 124 можно использовать для фиксации шарошечного узла 104 в осевом положении.
Теперь, учитывая вышеприведенное раскрытие настоящего изобретения, будет понятно, что комбинированное буровое долото в соответствии с настоящим изобретением может быть собрано следующим образом. Если в качестве механических крепежных элементов используются шпильки, то они размещаются в отверстиях с резьбой в корпусе бурового долота и затягиваются требуемого уровня, например, с моментом 75 футо-фунтов. Следует принять во внимание, что соответствующий уровень момента затяжки зависит от материала крепежного элемента, материала корпуса бурового долота и усилия зажима, необходимого для достижения требуемого запаса устойчивости шарошечного узла.
Радиальные и осевые регулировочные прокладки, при необходимости, размещаются на корпусе бурового долота или шарошечном узле. Шарошечная лапа размещается в требуемом осевом и радиальном направлении в кармане корпуса бурового долота таким образом, что конструкции, предотвращающими антиротационное вращение, функционально входят в зацепление друг с другом. При использовании шпилек шарошечный узел скользит вниз по шпилькам. При использовании болтов они вставляются в отверстия для крепежного элемента и ввинчиваются в корпус бурового долота. При использовании стопорной пластины, она помещаются на шпильки, или устанавливается на место до завинчивания болтов.
При использовании гаек, они навинчиваются на шпильки и каждая гайка или болт затягиваются с моментом до требуемой предварительной нагрузки для каждого механического крепежного элемента. После затяжки крепежных элементов с соответствующим моментом, на выступающие части, например, гайку или головку болта, каждого крепежного элемента помещаются фиксирующие крышки. Сварка, например прихваточным швом, осуществляется между верхними поверхностями крышек. Шов предотвращает отвертывание крышек и тем самым ослабления гаек или головок болта при вращении. Кроме того, этот сварной шов предотвращает скашивание крышки при наложении бокового сварного шва на крышку. Для предотвращения отделения крышки от бурового долота, сварной шов, например прихваточный шов, накладывается между сторонами каждой крышки и между материалом, который контактирует с нижней стороной гайки или головки болта. Следует принять во внимание, что при использовании стопорной пластины, сделанной из того же материала, что и фиксирующая крышка, боковой сварной шов легко накладывается на эти участки. Если блокирующая пластина не используется, то боковой сварной шов все равно фиксирует крышки друг к другу и к шарошечной лапе.
При демонтаже механически прикрепленного шарошечного узла, например, для ремонта бурового долота, один или несколько сварных швов на фиксирующих крышках стачиваются и фиксирующие крышки снимаются. Крепежные элементы отвинчиваются и демонтируются. Для облегчения демонтажа шарошечного узла с корпуса бурового долота, инструмент вставляется в одно или несколько отверстий с резьбой в шарошечном узле и стаскивает шарошечный узел с места посадки с натягом, вызванное участком осадки механической крепежного элемента.
Другие и дополнительные варианты осуществления, с использующие один или несколько аспектов изобретения, описанных выше, могут быть осуществлены без отступления от сущности изобретения. Кроме того, различные способы и варианты способов изготовления и сборки системы, а также технические условия места расположения могут комбинироваться, создавая вариации описанных способов и вариантов осуществления. Обсуждение отдельных элементов подразумевает использование нескольких элементов и наоборот.
Выполнение этапов может происходить с различной последовательностью, если не оговорено особо. Различные этапы, описанные здесь, объединяются с другими этапами, вписанными между строк указанных этапов и/или разделяться на несколько этапов. Точно так же элементы, описанные функционально, могут быть выполнены в виде отдельных компонентов или могут быть объединены в компоненты с несколькими функциями.
Изобретения были описаны в контексте предпочтительных и других вариантов осуществления, поэтому описан не каждый вариант осуществления настоящего изобретения. Модификации и изменения в описанных вариантах очевидны для специалистов в отрасли техники, к которой относится данное изобретение. Раскрытые и не раскрытые варианты осуществления не предназначены для ограничения объема или сферы применения изобретения, предложенного Заявителями, а скорее, в соответствии с патентным законодательством, Заявители намерены полностью защитить все такие модификации и усовершенствования, которые входят в объем или эквиваленты следующей формулы изобретения.
Claims (46)
1. Комбинированное буровое долото, содержащее:
корпус с несколькими лопастями, каждая из которых содержит несколько породоразрушающих элементов;
по меньшей мере один карман для шарошечного узла, выполненный в корпусе и содержащий первый механизм, реагирующий на крутящий момент;
причем карман располагается между примыкающими лопастями;
по меньшей мере один шарошечный узел, содержащий лапу, к которой присоединен способный вращаться режущий элемент и которая содержит второй механизм, реагирующий на крутящий момент и способный функционально входить в зацепление с первым механизмом, реагирующим на крутящий момент; и несколько отверстий для механических крепежных элементов;
несколько механических крепежных элементов, выполненных для надежного и съемного присоединения по меньшей мере одного шарошечного узла к карману;
фиксирующее соединение, выполненное на части по меньшей мере одного крепежного элемента и способное обеспечивать посадку с натягом между фиксирующим соединением и связанным с ним отверстием для крепежного элемента в лапе;
несколько фиксирующих крышек, каждая из которых способна входить в зацепление с выступающей частью соответствующего крепежного элемента для предотвращения относительного поворота между крепежным элементом и крышкой; и
несколько наварных деталей, зацепляющих по меньшей мере часть каждой фиксирующей крышки и способных предотвращать смещение каждой фиксирующей крышки относительно соответствующего крепежного элемента и предотвращать относительный поворот между каждой крышкой и корпусом, причем каждая из наварных деталей расположена между смежными фиксирующими крышками, соединяя их.
2. Комбинированное буровое долото по п. 1, в котором первый и второй механизмы, реагирующие на крутящий момент, имеют конфигурацию шип-паз.
3. Комбинированное буровое долото по п. 1, в котором отверстия для крепежных элементов по существу круглые и пригодны для посадки части механического крепежного элемента.
4. Комбинированное буровое долото по п. 1, в котором часть по меньшей мере одного механического крепежного элемента способна садиться с натягом в отверстие для крепежного элемента.
5. Комбинированное буровое долото по п. 4, в котором посадка с натягом вызывает деформацию в отверстии для крепежного элемента.
6. Комбинированное буровое долото по п. 5, в котором деформация в отверстии для крепежного элемента фиксирует лапу вдоль оси.
7. Способ изготовления комбинированного бурового долота, включающий: формирование по меньшей мере одного кармана для шарошечного узла в корпусе комбинированного бурового долота, содержащего первый механизм, реагирующий на крутящий момент;
обеспечение по меньшей мере одного шарошечного узла, содержащего лапу, к которой присоединен способный вращаться режущий элемент;
обеспечение второго механизма, реагирующего на крутящий момент, на шарошечном узле, способного функционально входить в зацепление с первым механизмом, реагирующим на крутящий момент, для сопротивления относительному смещению между шарошечным узлом и корпусом бурового долота;
формирование нескольких отверстий для механических крепежных элементов в шарошечном узле;
формирование нескольких механических крепежных элементов, устанавливаемых в корпусе бурового долота соответственно нескольким отверстиям для механических крепежных элементов;
обеспечение нескольких механических крепежных элементов, изготовленных из высокопрочного, с высоким сопротивлением на излом, стойкого к коррозии металлического сплава, способных надежно и съемно присоединять шарошечные узлы к карманам;
обеспечение фиксирующего соединения на части по меньшей мере одного крепежного элемента, способного обеспечивать посадку с натягом между фиксирующим соединением и связанным с ним отверстием для крепежного элемента;
затяжку крепежных элементов на шарошечном узле для крепления шарошечного узла к корпусу бурового долота; размещение фиксирующей крышки на выступающей части каждого крепежного элемента для предотвращения относительного поворота между крепежным элементом и крышкой; и
осуществление сварки, на по меньшей мере, части каждой фиксирующей крышки для предотвращения смещения каждой фиксирующей крышки относительно соответствующего крепежного элемента и предотвращения относительного поворота между каждой фиксирующей крышкой и корпусом, и соединение смежных фиксирующих крышек посредством наварной детали.
8. Способ по п. 7, в котором первый и второй механизмы, реагирующие на крутящий момент, имеют конфигурацию шип-паз.
9. Способ по п. 7, в котором отверстия для крепежных элементов по существу круглые и пригодны для посадки части механического крепежного элемента.
10. Способ по п. 7, в котором часть по меньшей мере одного механического крепежного элемента способна садиться с натягом в отверстие для крепежного элемента.
11. Способ по п. 10, в котором посадка с натягом вызывает деформацию отверстия для крепежного элемента.
12. Способ по п. 11, в котором деформация в отверстии для крепежного элемента фиксирует лапу вдоль оси.
13. Способ по п. 10, в котором деформация представляет собой эластичную деформацию.
14. Способ по п. 10, в котором деформация представляет собой пластическую деформацию.
15. Способ по п. 11, в котором деформация в отверстии для крепежного элемента фиксирует лапу вдоль оси.
16. Комбинированное буровое долото, содержащее:
карман для шарошечного узла, выполненный в корпусе комбинированного бурового долота;
по меньшей мере один шарошечный узел, содержащий лапу, к которой присоединен способный вращаться режущий элемент;
лапу, содержащую несколько отверстий для механических крепежных элементов;
несколько механических крепежных элементов, выполненных для надежного и съемного присоединения по меньшей мере одного шарошечного узла к карману;
несколько фиксирующих крышек, каждая из которых способна входить в зацепление с выступающей частью соответствующего крепежного элемента и предотвращать относительный поворот между крепежным элементом и шарошечным узлом; и
несколько наварных деталей, зацепляющих по меньшей мере часть каждой фиксирующей крышки и способных предотвращать смещение каждой фиксирующей крышки относительно соответствующего крепежного элемента и предотвращать относительный поворот между каждой фиксирующей крышкой и корпусом, причем каждая из наварных деталей расположена между смежными фиксирующими крышками, соединяя их.
17. Комбинированное буровое долото по п. 16, дополнительно содержащее механизм, реагирующий на крутящий момент, расположенный между шарошечным узлом и корпусом бурового долота.
18. Комбинированное буровое долото по п. 17, в котором механизм, реагирующий на крутящий момент, имеет конфигурацию шип-паз.
19. Комбинированное буровое долото по п. 16, в котором часть по меньшей мере одного механического крепежного элемента способна садиться с натягом в отверстие для крепежного элемента.
20. Комбинированное буровое долото по п. 19, в котором посадка с натягом фиксирует лапу вдоль оси.
21. Комбинированное буровое долото по п. 1, дополнительно содержащее по меньшей мере одну прокладку между по меньшей мере одним шарошечным узлом и карманом для изменения величины выступа режущего элемента в осевом направлении.
22. Комбинированное буровое долото по п. 1, дополнительно содержащее по меньшей мере одну прокладку между по меньшей мере одним шарошечным узлом и карманом для изменения величины выступа режущего элемента в радиальном направлении.
23. Способ по п. 7, в котором регулируют положение по меньшей мере одного шарошечного узла в кармане посредством размещения одной или более прокладок между по меньшей мере одним шарошечным узлом и карманом.
24. Комбинированное буровое долото по п. 16, дополнительно содержащее одну или более прокладок между по меньшей мере одним шарошечным узлом и карманом, выполненных с возможностью обеспечения заданной величины выступа по меньшей мере одного шарошечного узла в осевом и/или радиальном направлении.
Applications Claiming Priority (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201462002787P | 2014-05-23 | 2014-05-23 | |
US62/002,787 | 2014-05-23 | ||
US14/720,189 US10107039B2 (en) | 2014-05-23 | 2015-05-22 | Hybrid bit with mechanically attached roller cone elements |
US14/720,189 | 2015-05-22 | ||
PCT/US2015/032230 WO2015179792A2 (en) | 2014-05-23 | 2015-05-22 | Hybrid bit with mechanically attached rolling cutter assembly |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2016147970A RU2016147970A (ru) | 2018-06-25 |
RU2016147970A3 RU2016147970A3 (ru) | 2018-11-16 |
RU2689465C2 true RU2689465C2 (ru) | 2019-05-28 |
Family
ID=53433268
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016147970A RU2689465C2 (ru) | 2014-05-23 | 2015-05-22 | Комбинированное буровое долото с механическим креплением элементов шарошечного узла долота |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US10107039B2 (ru) |
BR (1) | BR112016027337A8 (ru) |
CA (1) | CA2948648C (ru) |
MX (1) | MX2016015278A (ru) |
RU (1) | RU2689465C2 (ru) |
SG (1) | SG11201609528QA (ru) |
WO (1) | WO2015179792A2 (ru) |
Families Citing this family (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107532453A (zh) * | 2015-03-30 | 2018-01-02 | 斯伦贝谢技术有限公司 | 转位钻头 |
US10196859B2 (en) | 2016-03-04 | 2019-02-05 | Baker Hughes Incorporated | Drill bits, rotatable cutting structures, cutting structures having adjustable rotational resistance, and related methods |
CN105649536A (zh) * | 2016-04-08 | 2016-06-08 | 西南石油大学 | 一种适用于深部难钻硬地层的主动旋转伸缩式复合钻头 |
US10829997B2 (en) | 2018-03-08 | 2020-11-10 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Earth-boring tools including separable bearing assemblies for mounting roller cones to such tools |
CN108971887B (zh) * | 2018-07-25 | 2023-09-29 | 宁夏天地奔牛实业集团有限公司 | 快捷安装镶齿滚刀刀头的装置及快捷安装方法 |
CN114402115A (zh) | 2019-05-21 | 2022-04-26 | 斯伦贝谢技术有限公司 | 混合钻头 |
US11248419B2 (en) | 2020-02-14 | 2022-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid drill bit |
CN116601371A (zh) * | 2020-09-29 | 2023-08-15 | 斯伦贝谢技术有限公司 | 混合钻头 |
US11732531B2 (en) | 2021-06-04 | 2023-08-22 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Modular earth boring tools having fixed blades and removable blade assemblies and related methods |
US11913286B2 (en) | 2021-06-08 | 2024-02-27 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Earth-boring tools with through-the-blade fluid ports, and related methods |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU330240A1 (ru) * | Шарошечно-лопастное долото | |||
EA200501094A1 (ru) * | 2003-01-20 | 2006-02-24 | ТРАНСКО МАНУФЭКЧУРИНГ ОСТРЭЛИА ПиТиУай ЛТД. | Крепежное устройство для бурового оборудования |
Family Cites Families (340)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3126066A (en) | 1964-03-24 | Rotary drill bit with wiper blade | ||
USRE23416E (en) | 1951-10-16 | Drill | ||
US3126067A (en) | 1964-03-24 | Roller bit with inserts | ||
US930759A (en) | 1908-11-20 | 1909-08-10 | Howard R Hughes | Drill. |
US1388424A (en) | 1919-06-27 | 1921-08-23 | Edward A George | Rotary bit |
US1394769A (en) | 1920-05-18 | 1921-10-25 | C E Reed | Drill-head for oil-wells |
US1519641A (en) | 1920-10-12 | 1924-12-16 | Walter N Thompson | Rotary underreamer |
US1537550A (en) | 1923-01-13 | 1925-05-12 | Reed Roller Bit Co | Lubricator for deep-well-drilling apparatus |
US1729062A (en) | 1927-08-15 | 1929-09-24 | Reed Roller Bit Co | Roller-cutter mounting |
US1801720A (en) | 1927-11-26 | 1931-04-21 | Reed Roller Bit Co | Roller bit |
US1821474A (en) | 1927-12-05 | 1931-09-01 | Sullivan Machinery Co | Boring tool |
US1896243A (en) | 1928-04-12 | 1933-02-07 | Hughes Tool Co | Cutter support for well drills |
US1816568A (en) | 1929-06-05 | 1931-07-28 | Reed Roller Bit Co | Drill bit |
US1874066A (en) | 1930-04-28 | 1932-08-30 | Floyd L Scott | Combination rolling and scraping cutter drill |
US1932487A (en) | 1930-07-11 | 1933-10-31 | Hughes Tool Co | Combination scraping and rolling cutter drill |
US1879127A (en) | 1930-07-21 | 1932-09-27 | Hughes Tool Co | Combination rolling and scraping cutter bit |
US1990007A (en) * | 1930-10-20 | 1935-02-05 | James W Sperry | Rotary rock bit |
US2030722A (en) | 1933-12-01 | 1936-02-11 | Hughes Tool Co | Cutter assembly |
US2117481A (en) | 1935-02-19 | 1938-05-17 | Globe Oil Tools Co | Rock core drill head |
US2119618A (en) | 1937-08-28 | 1938-06-07 | John A Zublin | Oversize hole drilling mechanism |
US2198849A (en) | 1938-06-09 | 1940-04-30 | Reuben L Waxler | Drill |
US2204657A (en) | 1938-07-12 | 1940-06-18 | Brendel Clyde | Roller bit |
US2184067A (en) | 1939-01-03 | 1939-12-19 | John A Zublin | Drill bit |
US2216894A (en) | 1939-10-12 | 1940-10-08 | Reed Roller Bit Co | Rock bit |
US2244537A (en) | 1939-12-22 | 1941-06-03 | Archer W Kammerer | Well drilling bit |
US2320136A (en) | 1940-09-30 | 1943-05-25 | Archer W Kammerer | Well drilling bit |
US2297157A (en) | 1940-11-16 | 1942-09-29 | Mcclinton John | Drill |
US2318370A (en) | 1940-12-06 | 1943-05-04 | Kasner M | Oil well drilling bit |
US2320137A (en) | 1941-08-12 | 1943-05-25 | Archer W Kammerer | Rotary drill bit |
US2358642A (en) | 1941-11-08 | 1944-09-19 | Archer W Kammerer | Rotary drill bit |
US2380112A (en) | 1942-01-02 | 1945-07-10 | Kinnear Clarence Wellington | Drill |
US2533258A (en) | 1945-11-09 | 1950-12-12 | Hughes Tool Co | Drill cutter |
US2533259A (en) | 1946-06-28 | 1950-12-12 | Hughes Tool Co | Cluster tooth cutter |
US2520517A (en) | 1946-10-25 | 1950-08-29 | Manley L Natland | Apparatus for drilling wells |
US2557302A (en) | 1947-12-12 | 1951-06-19 | Aubrey F Maydew | Combination drag and rotary drilling bit |
US2575438A (en) | 1949-09-28 | 1951-11-20 | Kennametal Inc | Percussion drill bit body |
US2628821A (en) | 1950-10-07 | 1953-02-17 | Kennametal Inc | Percussion drill bit body |
US2661931A (en) | 1950-12-04 | 1953-12-08 | Security Engineering Division | Hydraulic rotary rock bit |
US2719026A (en) | 1952-04-28 | 1955-09-27 | Reed Roller Bit Co | Earth boring drill |
US2725215A (en) | 1953-05-05 | 1955-11-29 | Donald B Macneir | Rotary rock drilling tool |
US2815932A (en) | 1956-02-29 | 1957-12-10 | Norman E Wolfram | Retractable rock drill bit apparatus |
US2994389A (en) | 1957-06-07 | 1961-08-01 | Le Bus Royalty Company | Combined drilling and reaming apparatus |
US3066749A (en) | 1959-08-10 | 1962-12-04 | Jersey Prod Res Co | Combination drill bit |
US3010708A (en) | 1960-04-11 | 1961-11-28 | Goodman Mfg Co | Rotary mining head and core breaker therefor |
US3050293A (en) | 1960-05-12 | 1962-08-21 | Goodman Mfg Co | Rotary mining head and core breaker therefor |
US3055443A (en) | 1960-05-31 | 1962-09-25 | Jersey Prod Res Co | Drill bit |
US3039503A (en) | 1960-08-17 | 1962-06-19 | Nell C Mainone | Means for mounting cutter blades on a cylindrical cutterhead |
US3239431A (en) | 1963-02-21 | 1966-03-08 | Knapp Seth Raymond | Rotary well bits |
US3174564A (en) | 1963-06-10 | 1965-03-23 | Hughes Tool Co | Combination core bit |
US3250337A (en) | 1963-10-29 | 1966-05-10 | Max J Demo | Rotary shock wave drill bit |
US3269469A (en) | 1964-01-10 | 1966-08-30 | Hughes Tool Co | Solid head rotary-percussion bit with rolling cutters |
US3397751A (en) | 1966-03-02 | 1968-08-20 | Continental Oil Co | Asymmetric three-cone rock bit |
US3387673A (en) | 1966-03-15 | 1968-06-11 | Ingersoll Rand Co | Rotary percussion gang drill |
US3424258A (en) | 1966-11-16 | 1969-01-28 | Japan Petroleum Dev Corp | Rotary bit for use in rotary drilling |
DE1301784B (de) | 1968-01-27 | 1969-08-28 | Deutsche Erdoel Ag | Kombinationsbohrmeissel fuer plastisches Gebirge |
US3583501A (en) | 1969-03-06 | 1971-06-08 | Mission Mfg Co | Rock bit with powered gauge cutter |
USRE28625E (en) | 1970-08-03 | 1975-11-25 | Rock drill with increased bearing life | |
US3760894A (en) | 1971-11-10 | 1973-09-25 | M Pitifer | Replaceable blade drilling bits |
US4006788A (en) | 1975-06-11 | 1977-02-08 | Smith International, Inc. | Diamond cutter rock bit with penetration limiting |
JPS5382601A (en) | 1976-12-28 | 1978-07-21 | Tokiwa Kogyo Kk | Rotary grinding type excavation drill head |
SE7701680L (sv) | 1977-02-16 | 1978-08-17 | Skf Ab | Axiallager for en rulle i en rullborrkrona sw 77 004 sw |
US4108259A (en) | 1977-05-23 | 1978-08-22 | Smith International, Inc. | Raise drill with removable stem |
US4140189A (en) | 1977-06-06 | 1979-02-20 | Smith International, Inc. | Rock bit with diamond reamer to maintain gage |
US4270812A (en) | 1977-07-08 | 1981-06-02 | Thomas Robert D | Drill bit bearing |
US4187922A (en) | 1978-05-12 | 1980-02-12 | Dresser Industries, Inc. | Varied pitch rotary rock bit |
DE2960568D1 (en) | 1978-05-30 | 1981-11-05 | Grootcon Uk Ltd | Method of welding metal parts |
US4285409A (en) | 1979-06-28 | 1981-08-25 | Smith International, Inc. | Two cone bit with extended diamond cutters |
US4260203A (en) | 1979-09-10 | 1981-04-07 | Smith International, Inc. | Bearing structure for a rotary rock bit |
US4527637A (en) | 1981-05-11 | 1985-07-09 | Bodine Albert G | Cycloidal drill bit |
US4293048A (en) | 1980-01-25 | 1981-10-06 | Smith International, Inc. | Jet dual bit |
US4408671A (en) | 1980-04-24 | 1983-10-11 | Munson Beauford E | Roller cone drill bit |
US4343371A (en) | 1980-04-28 | 1982-08-10 | Smith International, Inc. | Hybrid rock bit |
US4369849A (en) | 1980-06-05 | 1983-01-25 | Reed Rock Bit Company | Large diameter oil well drilling bit |
US4359112A (en) | 1980-06-19 | 1982-11-16 | Smith International, Inc. | Hybrid diamond insert platform locator and retention method |
US4320808A (en) | 1980-06-24 | 1982-03-23 | Garrett Wylie P | Rotary drill bit |
US4386669A (en) | 1980-12-08 | 1983-06-07 | Evans Robert F | Drill bit with yielding support and force applying structure for abrasion cutting elements |
US4359114A (en) | 1980-12-10 | 1982-11-16 | Robbins Machine, Inc. | Raise drill bit inboard cutter assembly |
US4428687A (en) | 1981-05-11 | 1984-01-31 | Hughes Tool Company | Floating seal for earth boring bit |
US4456082A (en) | 1981-05-18 | 1984-06-26 | Smith International, Inc. | Expandable rock bit |
US4468138A (en) | 1981-09-28 | 1984-08-28 | Maurer Engineering Inc. | Manufacture of diamond bearings |
US4448269A (en) | 1981-10-27 | 1984-05-15 | Hitachi Construction Machinery Co., Ltd. | Cutter head for pit-boring machine |
SE446646B (sv) | 1981-12-15 | 1986-09-29 | Santrade Ltd | Bergborrkrona och sett att tillverka denna |
US4410284A (en) | 1982-04-22 | 1983-10-18 | Smith International, Inc. | Composite floating element thrust bearing |
US4527644A (en) | 1983-03-25 | 1985-07-09 | Allam Farouk M | Drilling bit |
US4444281A (en) | 1983-03-30 | 1984-04-24 | Reed Rock Bit Company | Combination drag and roller cutter drill bit |
WO1985002223A1 (en) | 1983-11-18 | 1985-05-23 | Rock Bit Industries U.S.A., Inc. | Hybrid rock bit |
US5028177A (en) | 1984-03-26 | 1991-07-02 | Eastman Christensen Company | Multi-component cutting element using triangular, rectangular and higher order polyhedral-shaped polycrystalline diamond disks |
US4726718A (en) | 1984-03-26 | 1988-02-23 | Eastman Christensen Co. | Multi-component cutting element using triangular, rectangular and higher order polyhedral-shaped polycrystalline diamond disks |
AU3946885A (en) | 1984-03-26 | 1985-10-03 | Norton Christensen Inc. | Cutting element using polycrystalline diamond disks |
US4525178A (en) | 1984-04-16 | 1985-06-25 | Megadiamond Industries, Inc. | Composite polycrystalline diamond |
SE457656B (sv) | 1984-06-18 | 1989-01-16 | Santrade Ltd | Borrkrona innefattande en roterande skaerrulle och borrhuvud innefattande saadan borrkrona |
US4572306A (en) | 1984-12-07 | 1986-02-25 | Dorosz Dennis D E | Journal bushing drill bit construction |
US4802539A (en) | 1984-12-21 | 1989-02-07 | Smith International, Inc. | Polycrystalline diamond bearing system for a roller cone rock bit |
US4738322A (en) | 1984-12-21 | 1988-04-19 | Smith International Inc. | Polycrystalline diamond bearing system for a roller cone rock bit |
US4600064A (en) | 1985-02-25 | 1986-07-15 | Hughes Tool Company | Earth boring bit with bearing sleeve |
US4657091A (en) | 1985-05-06 | 1987-04-14 | Robert Higdon | Drill bits with cone retention means |
US4664705A (en) | 1985-07-30 | 1987-05-12 | Sii Megadiamond, Inc. | Infiltrated thermally stable polycrystalline diamond |
GB8528894D0 (en) | 1985-11-23 | 1986-01-02 | Nl Petroleum Prod | Rotary drill bits |
US4690228A (en) | 1986-03-14 | 1987-09-01 | Eastman Christensen Company | Changeover bit for extended life, varied formations and steady wear |
US4706765A (en) | 1986-08-11 | 1987-11-17 | Four E Inc. | Drill bit assembly |
GB2194571B (en) | 1986-08-13 | 1990-05-16 | A Z Int Tool Co | Drilling apparatus and cutter |
US4865137A (en) | 1986-08-13 | 1989-09-12 | Drilex Systems, Inc. | Drilling apparatus and cutter |
US5116568A (en) | 1986-10-20 | 1992-05-26 | Norton Company | Method for low pressure bonding of PCD bodies |
US5030276A (en) | 1986-10-20 | 1991-07-09 | Norton Company | Low pressure bonding of PCD bodies and method |
US4943488A (en) | 1986-10-20 | 1990-07-24 | Norton Company | Low pressure bonding of PCD bodies and method for drill bits and the like |
US4727942A (en) | 1986-11-05 | 1988-03-01 | Hughes Tool Company | Compensator for earth boring bits |
DE3709836C1 (de) | 1987-03-25 | 1988-09-29 | Eastman Christensen Co | Gleitlager fuer Tiefbohrwerkzeuge |
US4765205A (en) | 1987-06-01 | 1988-08-23 | Bob Higdon | Method of assembling drill bits and product assembled thereby |
US4763736A (en) | 1987-07-08 | 1988-08-16 | Varel Manufacturing Company | Asymmetrical rotary cone bit |
US4756631A (en) | 1987-07-24 | 1988-07-12 | Smith International, Inc. | Diamond bearing for high-speed drag bits |
WO1990008244A1 (en) | 1987-08-24 | 1990-07-26 | Allen Kent Rives | Arrangement for reducing seal damage between rotatable, and stationary members |
CA1270479A (en) | 1987-12-14 | 1990-06-19 | Jerome Labrosse | Tubing bit opener |
US4819703A (en) | 1988-05-23 | 1989-04-11 | Verle L. Rice | Blade mount for planar head |
USRE37450E1 (en) | 1988-06-27 | 2001-11-20 | The Charles Machine Works, Inc. | Directional multi-blade boring head |
US5027912A (en) | 1988-07-06 | 1991-07-02 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit having improved cutter configuration |
US4874047A (en) | 1988-07-21 | 1989-10-17 | Cummins Engine Company, Inc. | Method and apparatus for retaining roller cone of drill bit |
US4875532A (en) | 1988-09-19 | 1989-10-24 | Dresser Industries, Inc. | Roller drill bit having radial-thrust pilot bushing incorporating anti-galling material |
US4880068A (en) | 1988-11-21 | 1989-11-14 | Varel Manufacturing Company | Rotary drill bit locking mechanism |
US4981184A (en) | 1988-11-21 | 1991-01-01 | Smith International, Inc. | Diamond drag bit for soft formations |
US4892159A (en) | 1988-11-29 | 1990-01-09 | Exxon Production Research Company | Kerf-cutting apparatus and method for improved drilling rates |
NO169735C (no) | 1989-01-26 | 1992-07-29 | Geir Tandberg | Kombinasjonsborekrone |
GB8907618D0 (en) | 1989-04-05 | 1989-05-17 | Morrison Pumps Sa | Drilling |
US4932484A (en) | 1989-04-10 | 1990-06-12 | Amoco Corporation | Whirl resistant bit |
US4953641A (en) | 1989-04-27 | 1990-09-04 | Hughes Tool Company | Two cone bit with non-opposite cones |
US4936398A (en) | 1989-07-07 | 1990-06-26 | Cledisc International B.V. | Rotary drilling device |
US4976324A (en) | 1989-09-22 | 1990-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit having diamond film cutting surface |
US5049164A (en) | 1990-01-05 | 1991-09-17 | Norton Company | Multilayer coated abrasive element for bonding to a backing |
US4991671A (en) | 1990-03-13 | 1991-02-12 | Camco International Inc. | Means for mounting a roller cutter on a drill bit |
US4984643A (en) | 1990-03-21 | 1991-01-15 | Hughes Tool Company | Anti-balling earth boring bit |
US5027914A (en) | 1990-06-04 | 1991-07-02 | Wilson Steve B | Pilot casing mill |
US5137097A (en) | 1990-10-30 | 1992-08-11 | Modular Engineering | Modular drill bit |
US5199516A (en) * | 1990-10-30 | 1993-04-06 | Modular Engineering | Modular drill bit |
US5224560A (en) | 1990-10-30 | 1993-07-06 | Modular Engineering | Modular drill bit |
US5037212A (en) | 1990-11-29 | 1991-08-06 | Smith International, Inc. | Bearing structure for downhole motors |
US5145017A (en) | 1991-01-07 | 1992-09-08 | Exxon Production Research Company | Kerf-cutting apparatus for increased drilling rates |
US5092687A (en) | 1991-06-04 | 1992-03-03 | Anadrill, Inc. | Diamond thrust bearing and method for manufacturing same |
US5941322A (en) | 1991-10-21 | 1999-08-24 | The Charles Machine Works, Inc. | Directional boring head with blade assembly |
US5253939A (en) | 1991-11-22 | 1993-10-19 | Anadrill, Inc. | High performance bearing pad for thrust bearing |
US5238074A (en) | 1992-01-06 | 1993-08-24 | Baker Hughes Incorporated | Mosaic diamond drag bit cutter having a nonuniform wear pattern |
US5467836A (en) | 1992-01-31 | 1995-11-21 | Baker Hughes Incorporated | Fixed cutter bit with shear cutting gage |
US5287936A (en) | 1992-01-31 | 1994-02-22 | Baker Hughes Incorporated | Rolling cone bit with shear cutting gage |
US5346026A (en) | 1992-01-31 | 1994-09-13 | Baker Hughes Incorporated | Rolling cone bit with shear cutting gage |
NO176528C (no) | 1992-02-17 | 1995-04-19 | Kverneland Klepp As | Anordning ved borekroner |
US5342129A (en) | 1992-03-30 | 1994-08-30 | Dennis Tool Company | Bearing assembly with sidewall-brazed PCD plugs |
EP0569663A1 (en) | 1992-05-15 | 1993-11-18 | Baker Hughes Incorporated | Improved anti-whirl drill bit |
US5558170A (en) | 1992-12-23 | 1996-09-24 | Baroid Technology, Inc. | Method and apparatus for improving drill bit stability |
US5289889A (en) | 1993-01-21 | 1994-03-01 | Marvin Gearhart | Roller cone core bit with spiral stabilizers |
US5560440A (en) | 1993-02-12 | 1996-10-01 | Baker Hughes Incorporated | Bit for subterranean drilling fabricated from separately-formed major components |
US5361859A (en) | 1993-02-12 | 1994-11-08 | Baker Hughes Incorporated | Expandable gage bit for drilling and method of drilling |
US6068070A (en) | 1997-09-03 | 2000-05-30 | Baker Hughes Incorporated | Diamond enhanced bearing for earth-boring bit |
US6045029A (en) | 1993-04-16 | 2000-04-04 | Baker Hughes Incorporated | Earth-boring bit with improved rigid face seal |
US6209185B1 (en) | 1993-04-16 | 2001-04-03 | Baker Hughes Incorporated | Earth-boring bit with improved rigid face seal |
US5355559A (en) | 1993-04-26 | 1994-10-18 | Amerock Corporation | Hinge for inset doors |
US5351770A (en) | 1993-06-15 | 1994-10-04 | Smith International, Inc. | Ultra hard insert cutters for heel row rotary cone rock bit applications |
GB9314954D0 (en) | 1993-07-16 | 1993-09-01 | Camco Drilling Group Ltd | Improvements in or relating to torary drill bits |
US5429200A (en) | 1994-03-31 | 1995-07-04 | Dresser Industries, Inc. | Rotary drill bit with improved cutter |
US5452771A (en) | 1994-03-31 | 1995-09-26 | Dresser Industries, Inc. | Rotary drill bit with improved cutter and seal protection |
US5472057A (en) | 1994-04-11 | 1995-12-05 | Atlantic Richfield Company | Drilling with casing and retrievable bit-motor assembly |
US5439068B1 (en) | 1994-08-08 | 1997-01-14 | Dresser Ind | Modular rotary drill bit |
US5439067B1 (en) | 1994-08-08 | 1997-03-04 | Dresser Ind | Rock bit with enhanced fluid return area |
US5606895A (en) | 1994-08-08 | 1997-03-04 | Dresser Industries, Inc. | Method for manufacture and rebuild a rotary drill bit |
US5595255A (en) | 1994-08-08 | 1997-01-21 | Dresser Industries, Inc. | Rotary cone drill bit with improved support arms |
US5513715A (en) | 1994-08-31 | 1996-05-07 | Dresser Industries, Inc. | Flat seal for a roller cone rock bit |
US5494123A (en) | 1994-10-04 | 1996-02-27 | Smith International, Inc. | Drill bit with protruding insert stabilizers |
US5547033A (en) | 1994-12-07 | 1996-08-20 | Dresser Industries, Inc. | Rotary cone drill bit and method for enhanced lifting of fluids and cuttings |
US5553681A (en) | 1994-12-07 | 1996-09-10 | Dresser Industries, Inc. | Rotary cone drill bit with angled ramps |
US5755297A (en) | 1994-12-07 | 1998-05-26 | Dresser Industries, Inc. | Rotary cone drill bit with integral stabilizers |
US5593231A (en) | 1995-01-17 | 1997-01-14 | Dresser Industries, Inc. | Hydrodynamic bearing |
US5996713A (en) | 1995-01-26 | 1999-12-07 | Baker Hughes Incorporated | Rolling cutter bit with improved rotational stabilization |
US5570750A (en) | 1995-04-20 | 1996-11-05 | Dresser Industries, Inc. | Rotary drill bit with improved shirttail and seal protection |
US5641029A (en) | 1995-06-06 | 1997-06-24 | Dresser Industries, Inc. | Rotary cone drill bit modular arm |
US5695019A (en) | 1995-08-23 | 1997-12-09 | Dresser Industries, Inc. | Rotary cone drill bit with truncated rolling cone cutters and dome area cutter inserts |
USD384084S (en) | 1995-09-12 | 1997-09-23 | Dresser Industries, Inc. | Rotary cone drill bit |
US5695018A (en) | 1995-09-13 | 1997-12-09 | Baker Hughes Incorporated | Earth-boring bit with negative offset and inverted gage cutting elements |
US5904213A (en) | 1995-10-10 | 1999-05-18 | Camco International (Uk) Limited | Rotary drill bits |
US5862871A (en) | 1996-02-20 | 1999-01-26 | Ccore Technology & Licensing Limited, A Texas Limited Partnership | Axial-vortex jet drilling system and method |
AU726959B2 (en) | 1996-03-01 | 2000-11-30 | Tiger 19 Partners, Ltd | Cantilevered hole opener |
US5642942A (en) | 1996-03-26 | 1997-07-01 | Smith International, Inc. | Thrust plugs for rotary cone air bits |
US6390210B1 (en) | 1996-04-10 | 2002-05-21 | Smith International, Inc. | Rolling cone bit with gage and off-gage cutter elements positioned to separate sidewall and bottom hole cutting duty |
US6241034B1 (en) | 1996-06-21 | 2001-06-05 | Smith International, Inc. | Cutter element with expanded crest geometry |
US6116357A (en) | 1996-09-09 | 2000-09-12 | Smith International, Inc. | Rock drill bit with back-reaming protection |
US5904212A (en) | 1996-11-12 | 1999-05-18 | Dresser Industries, Inc. | Gauge face inlay for bit hardfacing |
BE1010801A3 (fr) | 1996-12-16 | 1999-02-02 | Dresser Ind | Outil de forage et/ou de carottage. |
BE1010802A3 (fr) | 1996-12-16 | 1999-02-02 | Dresser Ind | Tete de forage. |
US5839526A (en) | 1997-04-04 | 1998-11-24 | Smith International, Inc. | Rolling cone steel tooth bit with enhancements in cutter shape and placement |
GB9708428D0 (en) | 1997-04-26 | 1997-06-18 | Camco Int Uk Ltd | Improvements in or relating to rotary drill bits |
US5944125A (en) | 1997-06-19 | 1999-08-31 | Varel International, Inc. | Rock bit with improved thrust face |
US6095265A (en) | 1997-08-15 | 2000-08-01 | Smith International, Inc. | Impregnated drill bits with adaptive matrix |
US6367568B2 (en) | 1997-09-04 | 2002-04-09 | Smith International, Inc. | Steel tooth cutter element with expanded crest |
US6321862B1 (en) | 1997-09-08 | 2001-11-27 | Baker Hughes Incorporated | Rotary drill bits for directional drilling employing tandem gage pad arrangement with cutting elements and up-drill capability |
US6173797B1 (en) | 1997-09-08 | 2001-01-16 | Baker Hughes Incorporated | Rotary drill bits for directional drilling employing movable cutters and tandem gage pad arrangement with active cutting elements and having up-drill capability |
EP1023519A1 (en) | 1997-10-14 | 2000-08-02 | Dresser Industries Inc. | Rock bit with improved nozzle placement |
US6260635B1 (en) | 1998-01-26 | 2001-07-17 | Dresser Industries, Inc. | Rotary cone drill bit with enhanced journal bushing |
EP1051561B1 (en) | 1998-01-26 | 2003-08-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotary cone drill bit with enhanced thrust bearing flange |
US6568490B1 (en) | 1998-02-23 | 2003-05-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for fabricating rotary cone drill bits |
US6109375A (en) | 1998-02-23 | 2000-08-29 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for fabricating rotary cone drill bits |
EP1066447B1 (en) | 1998-03-26 | 2004-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotary cone drill bit with improved bearing system |
US6206116B1 (en) | 1998-07-13 | 2001-03-27 | Dresser Industries, Inc. | Rotary cone drill bit with machined cutting structure |
US20040045742A1 (en) | 2001-04-10 | 2004-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Force-balanced roller-cone bits, systems, drilling methods, and design methods |
US6241036B1 (en) | 1998-09-16 | 2001-06-05 | Baker Hughes Incorporated | Reinforced abrasive-impregnated cutting elements, drill bits including same |
US6345673B1 (en) | 1998-11-20 | 2002-02-12 | Smith International, Inc. | High offset bits with super-abrasive cutters |
US6401844B1 (en) | 1998-12-03 | 2002-06-11 | Baker Hughes Incorporated | Cutter with complex superabrasive geometry and drill bits so equipped |
SE516079C2 (sv) | 1998-12-18 | 2001-11-12 | Sandvik Ab | Rullborrkrona |
US6279671B1 (en) | 1999-03-01 | 2001-08-28 | Amiya K. Panigrahi | Roller cone bit with improved seal gland design |
BE1012545A3 (fr) | 1999-03-09 | 2000-12-05 | Security Dbs | Elargisseur de trou de forage. |
DE60016368T2 (de) | 1999-05-14 | 2005-12-22 | Rives, Allen Kent, Houston | Aufweitbohrer mit ersetzbaren Armen und Schneidelementen in verschiedenen Größen |
US6190050B1 (en) | 1999-06-22 | 2001-02-20 | Camco International, Inc. | System and method for preparing wear-resistant bearing surfaces |
US6170582B1 (en) | 1999-07-01 | 2001-01-09 | Smith International, Inc. | Rock bit cone retention system |
JP2001026944A (ja) | 1999-07-16 | 2001-01-30 | Kobelco Contstruction Machinery Ltd | 建設機械の排気系構造 |
CA2314114C (en) | 1999-07-19 | 2007-04-10 | Smith International, Inc. | Improved rock drill bit with neck protection |
US6684967B2 (en) | 1999-08-05 | 2004-02-03 | Smith International, Inc. | Side cutting gage pad improving stabilization and borehole integrity |
US6460631B2 (en) | 1999-08-26 | 2002-10-08 | Baker Hughes Incorporated | Drill bits with reduced exposure of cutters |
US6533051B1 (en) | 1999-09-07 | 2003-03-18 | Smith International, Inc. | Roller cone drill bit shale diverter |
US6386302B1 (en) | 1999-09-09 | 2002-05-14 | Smith International, Inc. | Polycrystaline diamond compact insert reaming tool |
ZA200005048B (en) | 1999-09-24 | 2002-02-14 | Varel International Inc | Improved rotary cone bit for cutting removal. |
US6460635B1 (en) | 1999-10-25 | 2002-10-08 | Kalsi Engineering, Inc. | Load responsive hydrodynamic bearing |
US6843333B2 (en) | 1999-11-29 | 2005-01-18 | Baker Hughes Incorporated | Impregnated rotary drag bit |
US6510906B1 (en) | 1999-11-29 | 2003-01-28 | Baker Hughes Incorporated | Impregnated bit with PDC cutters in cone area |
JP3513698B2 (ja) | 1999-12-03 | 2004-03-31 | 飛島建設株式会社 | 掘削ヘッド |
US8082134B2 (en) | 2000-03-13 | 2011-12-20 | Smith International, Inc. | Techniques for modeling/simulating, designing optimizing, and displaying hybrid drill bits |
US6439326B1 (en) | 2000-04-10 | 2002-08-27 | Smith International, Inc. | Centered-leg roller cone drill bit |
JP2001295576A (ja) | 2000-04-12 | 2001-10-26 | Japan National Oil Corp | ビット装置 |
US6688410B1 (en) | 2000-06-07 | 2004-02-10 | Smith International, Inc. | Hydro-lifter rock bit with PDC inserts |
US6405811B1 (en) | 2000-09-18 | 2002-06-18 | Baker Hughes Corporation | Solid lubricant for air cooled drill bit and method of drilling |
US6386300B1 (en) | 2000-09-19 | 2002-05-14 | Curlett Family Limited Partnership | Formation cutting method and system |
US6592985B2 (en) | 2000-09-20 | 2003-07-15 | Camco International (Uk) Limited | Polycrystalline diamond partially depleted of catalyzing material |
DE60140617D1 (de) | 2000-09-20 | 2010-01-07 | Camco Int Uk Ltd | Polykristalliner diamant mit einer an katalysatormaterial abgereicherten oberfläche |
US6408958B1 (en) | 2000-10-23 | 2002-06-25 | Baker Hughes Incorporated | Superabrasive cutting assemblies including cutters of varying orientations and drill bits so equipped |
CN1201055C (zh) | 2000-12-01 | 2005-05-11 | 日立建机株式会社 | 建筑机械 |
US6561291B2 (en) | 2000-12-27 | 2003-05-13 | Smith International, Inc. | Roller cone drill bit structure having improved journal angle and journal offset |
US6427791B1 (en) | 2001-01-19 | 2002-08-06 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Drill bit assembly for releasably retaining a drill bit cutter |
GB0102160D0 (en) | 2001-01-27 | 2001-03-14 | Schlumberger Holdings | Cutting structure for earth boring drill bits |
US7137460B2 (en) | 2001-02-13 | 2006-11-21 | Smith International, Inc. | Back reaming tool |
US6729418B2 (en) | 2001-02-13 | 2004-05-04 | Smith International, Inc. | Back reaming tool |
EP1404941B1 (en) | 2001-07-06 | 2005-03-16 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Well drilling bit |
GB2395735B (en) | 2001-07-23 | 2005-03-09 | Shell Int Research | Injecting a fluid into a borehole ahead of the bit |
US6745858B1 (en) | 2001-08-24 | 2004-06-08 | Rock Bit International | Adjustable earth boring device |
US6601661B2 (en) | 2001-09-17 | 2003-08-05 | Baker Hughes Incorporated | Secondary cutting structure |
US6684966B2 (en) | 2001-10-18 | 2004-02-03 | Baker Hughes Incorporated | PCD face seal for earth-boring bit |
US6742607B2 (en) | 2002-05-28 | 2004-06-01 | Smith International, Inc. | Fixed blade fixed cutter hole opener |
US6823951B2 (en) | 2002-07-03 | 2004-11-30 | Smith International, Inc. | Arcuate-shaped inserts for drill bits |
US6902014B1 (en) | 2002-08-01 | 2005-06-07 | Rock Bit L.P. | Roller cone bi-center bit |
US20040031625A1 (en) | 2002-08-19 | 2004-02-19 | Lin Chih C. | DLC coating for earth-boring bit bearings |
US6883623B2 (en) | 2002-10-09 | 2005-04-26 | Baker Hughes Incorporated | Earth boring apparatus and method offering improved gage trimmer protection |
US6913098B2 (en) | 2002-11-21 | 2005-07-05 | Reedeycalog, L.P. | Sub-reamer for bi-center type tools |
US20040156676A1 (en) | 2003-02-12 | 2004-08-12 | Brent Boudreaux | Fastener for variable mounting |
US7234550B2 (en) | 2003-02-12 | 2007-06-26 | Smith International, Inc. | Bits and cutting structures |
US20060032677A1 (en) | 2003-02-12 | 2006-02-16 | Smith International, Inc. | Novel bits and cutting structures |
US7234549B2 (en) | 2003-05-27 | 2007-06-26 | Smith International Inc. | Methods for evaluating cutting arrangements for drill bits and their application to roller cone drill bit designs |
US6904984B1 (en) | 2003-06-20 | 2005-06-14 | Rock Bit L.P. | Stepped polycrystalline diamond compact insert |
US7011170B2 (en) | 2003-10-22 | 2006-03-14 | Baker Hughes Incorporated | Increased projection for compacts of a rolling cone drill bit |
US7395882B2 (en) | 2004-02-19 | 2008-07-08 | Baker Hughes Incorporated | Casing and liner drilling bits |
US7070011B2 (en) | 2003-11-17 | 2006-07-04 | Baker Hughes Incorporated | Steel body rotary drill bits including support elements affixed to the bit body at least partially defining cutter pocket recesses |
GB2408735B (en) | 2003-12-05 | 2009-01-28 | Smith International | Thermally-stable polycrystalline diamond materials and compacts |
US20050178587A1 (en) | 2004-01-23 | 2005-08-18 | Witman George B.Iv | Cutting structure for single roller cone drill bit |
US7195086B2 (en) | 2004-01-30 | 2007-03-27 | Anna Victorovna Aaron | Anti-tracking earth boring bit with selected varied pitch for overbreak optimization and vibration reduction |
US7434632B2 (en) | 2004-03-02 | 2008-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Roller cone drill bits with enhanced drilling stability and extended life of associated bearings and seals |
US20050252691A1 (en) | 2004-03-19 | 2005-11-17 | Smith International, Inc. | Drill bit having increased resistance to fatigue cracking and method of producing same |
US7647993B2 (en) | 2004-05-06 | 2010-01-19 | Smith International, Inc. | Thermally stable diamond bonded materials and compacts |
US7628230B2 (en) | 2004-08-05 | 2009-12-08 | Baker Hughes Incorporated | Wide groove roller cone bit |
GB2417966A (en) | 2004-08-16 | 2006-03-15 | Halliburton Energy Serv Inc | Roller cone drill bits with optimized bearing structure |
US7754333B2 (en) | 2004-09-21 | 2010-07-13 | Smith International, Inc. | Thermally stable diamond polycrystalline diamond constructions |
GB0423597D0 (en) | 2004-10-23 | 2004-11-24 | Reedhycalog Uk Ltd | Dual-edge working surfaces for polycrystalline diamond cutting elements |
US7350601B2 (en) | 2005-01-25 | 2008-04-01 | Smith International, Inc. | Cutting elements formed from ultra hard materials having an enhanced construction |
US7435478B2 (en) | 2005-01-27 | 2008-10-14 | Smith International, Inc. | Cutting structures |
GB2429471B (en) | 2005-02-08 | 2009-07-01 | Smith International | Thermally stable polycrystalline diamond cutting elements and bits incorporating the same |
US7350568B2 (en) | 2005-02-09 | 2008-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Logging a well |
US20060196699A1 (en) | 2005-03-04 | 2006-09-07 | Roy Estes | Modular kerfing drill bit |
US7472764B2 (en) | 2005-03-25 | 2009-01-06 | Baker Hughes Incorporated | Rotary drill bit shank, rotary drill bits so equipped, and methods of manufacture |
US7487849B2 (en) | 2005-05-16 | 2009-02-10 | Radtke Robert P | Thermally stable diamond brazing |
US7377341B2 (en) | 2005-05-26 | 2008-05-27 | Smith International, Inc. | Thermally stable ultra-hard material compact construction |
US7493973B2 (en) | 2005-05-26 | 2009-02-24 | Smith International, Inc. | Polycrystalline diamond materials having improved abrasion resistance, thermal stability and impact resistance |
US7320375B2 (en) | 2005-07-19 | 2008-01-22 | Smith International, Inc. | Split cone bit |
US7462003B2 (en) | 2005-08-03 | 2008-12-09 | Smith International, Inc. | Polycrystalline diamond composite constructions comprising thermally stable diamond volume |
US7416036B2 (en) | 2005-08-12 | 2008-08-26 | Baker Hughes Incorporated | Latchable reaming bit |
US7686104B2 (en) | 2005-08-15 | 2010-03-30 | Smith International, Inc. | Rolling cone drill bit having cutter elements positioned in a plurality of differing radial positions |
US7703982B2 (en) | 2005-08-26 | 2010-04-27 | Us Synthetic Corporation | Bearing apparatuses, systems including same, and related methods |
US9574405B2 (en) | 2005-09-21 | 2017-02-21 | Smith International, Inc. | Hybrid disc bit with optimized PDC cutter placement |
US7559695B2 (en) | 2005-10-11 | 2009-07-14 | Us Synthetic Corporation | Bearing apparatuses, systems including same, and related methods |
US7726421B2 (en) | 2005-10-12 | 2010-06-01 | Smith International, Inc. | Diamond-bonded bodies and compacts with improved thermal stability and mechanical strength |
US7624825B2 (en) | 2005-10-18 | 2009-12-01 | Smith International, Inc. | Drill bit and cutter element having aggressive leading side |
US7152702B1 (en) | 2005-11-04 | 2006-12-26 | Smith International, Inc. | Modular system for a back reamer and method |
US7802495B2 (en) | 2005-11-10 | 2010-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Methods of forming earth-boring rotary drill bits |
US7484576B2 (en) | 2006-03-23 | 2009-02-03 | Hall David R | Jack element in communication with an electric motor and or generator |
US7270196B2 (en) | 2005-11-21 | 2007-09-18 | Hall David R | Drill bit assembly |
US7398837B2 (en) | 2005-11-21 | 2008-07-15 | Hall David R | Drill bit assembly with a logging device |
GB2433277B (en) | 2005-12-14 | 2009-04-22 | Smith International | A drill bit |
US7392862B2 (en) | 2006-01-06 | 2008-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Seal insert ring for roller cone bits |
US7628234B2 (en) | 2006-02-09 | 2009-12-08 | Smith International, Inc. | Thermally stable ultra-hard polycrystalline materials and compacts |
US7621345B2 (en) | 2006-04-03 | 2009-11-24 | Baker Hughes Incorporated | High density row on roller cone bit |
EP2019905A2 (en) | 2006-04-28 | 2009-02-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Molds and methods of forming molds associated with manufacture of rotary drill bits and other downhole tools |
RU2008150770A (ru) | 2006-05-26 | 2010-07-10 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (Us) | Вооружение бурового долота, уменьшающее образование гребней на забое |
US8061453B2 (en) | 2006-05-26 | 2011-11-22 | Smith International, Inc. | Drill bit with asymmetric gage pad configuration |
EP2064420B1 (en) | 2006-09-07 | 2012-03-21 | Volvo Trucks North America, Inc. | Exhaust diffuser for a truck |
GB2453875C (en) | 2006-10-02 | 2009-09-16 | Smith International | Drill bits with dropping tendencies |
US7387177B2 (en) | 2006-10-18 | 2008-06-17 | Baker Hughes Incorporated | Bearing insert sleeve for roller cone bit |
US8034136B2 (en) | 2006-11-20 | 2011-10-11 | Us Synthetic Corporation | Methods of fabricating superabrasive articles |
US8177000B2 (en) | 2006-12-21 | 2012-05-15 | Sandvik Intellectual Property Ab | Modular system for a back reamer and method |
US7631709B2 (en) | 2007-01-03 | 2009-12-15 | Smith International, Inc. | Drill bit and cutter element having chisel crest with protruding pilot portion |
US8205692B2 (en) | 2007-01-03 | 2012-06-26 | Smith International, Inc. | Rock bit and inserts with a chisel crest having a broadened region |
US7841426B2 (en) | 2007-04-05 | 2010-11-30 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid drill bit with fixed cutters as the sole cutting elements in the axial center of the drill bit |
US7845435B2 (en) | 2007-04-05 | 2010-12-07 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid drill bit and method of drilling |
US7703557B2 (en) | 2007-06-11 | 2010-04-27 | Smith International, Inc. | Fixed cutter bit with backup cutter elements on primary blades |
US7681673B2 (en) | 2007-06-12 | 2010-03-23 | Smith International, Inc. | Drill bit and cutting element having multiple cutting edges |
US7847437B2 (en) | 2007-07-30 | 2010-12-07 | Gm Global Technology Operations, Inc. | Efficient operating point for double-ended inverter system |
US7823664B2 (en) | 2007-08-17 | 2010-11-02 | Baker Hughes Incorporated | Corrosion protection for head section of earth boring bit |
US7836975B2 (en) | 2007-10-24 | 2010-11-23 | Schlumberger Technology Corporation | Morphable bit |
US9085939B2 (en) | 2007-11-14 | 2015-07-21 | Baker Hughes Incorporated | Earth-boring tools attachable to a casing string and methods for their manufacture |
US8678111B2 (en) | 2007-11-16 | 2014-03-25 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid drill bit and design method |
US20090172172A1 (en) | 2007-12-21 | 2009-07-02 | Erik Lambert Graham | Systems and methods for enabling peer-to-peer communication among visitors to a common website |
SA108290832B1 (ar) | 2007-12-21 | 2012-06-05 | بيكر هوغيس انكوربوريتد | مثقاب ذو أذرع توازن يستخدم في حفر الآبار |
US7938204B2 (en) | 2007-12-21 | 2011-05-10 | Baker Hughes Incorporated | Reamer with improved hydraulics for use in a wellbore |
US8028773B2 (en) | 2008-01-16 | 2011-10-04 | Smith International, Inc. | Drill bit and cutter element having a fluted geometry |
US20090236147A1 (en) | 2008-03-20 | 2009-09-24 | Baker Hughes Incorporated | Lubricated Diamond Bearing Drill Bit |
US20090272582A1 (en) | 2008-05-02 | 2009-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Modular hybrid drill bit |
US7861805B2 (en) | 2008-05-15 | 2011-01-04 | Baker Hughes Incorporated | Conformal bearing for rock drill bit |
US7703556B2 (en) | 2008-06-04 | 2010-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Methods of attaching a shank to a body of an earth-boring tool including a load-bearing joint and tools formed by such methods |
US7819208B2 (en) | 2008-07-25 | 2010-10-26 | Baker Hughes Incorporated | Dynamically stable hybrid drill bit |
US7621346B1 (en) | 2008-09-26 | 2009-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Hydrostatic bearing |
US7992658B2 (en) | 2008-11-11 | 2011-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Pilot reamer with composite framework |
US20100155146A1 (en) | 2008-12-19 | 2010-06-24 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid drill bit with high pilot-to-journal diameter ratio |
US7845437B2 (en) | 2009-02-13 | 2010-12-07 | Century Products, Inc. | Hole opener assembly and a cone arm forming a part thereof |
US8141664B2 (en) | 2009-03-03 | 2012-03-27 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid drill bit with high bearing pin angles |
US8056651B2 (en) | 2009-04-28 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Adaptive control concept for hybrid PDC/roller cone bits |
JP5547276B2 (ja) * | 2009-05-08 | 2014-07-09 | トランスコ マニュファクチャリング オーストラリア ピーティーワイ リミテッド | 削孔装置および削孔装置用の取付け手段 |
US8459378B2 (en) | 2009-05-13 | 2013-06-11 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid drill bit |
WO2010135605A2 (en) | 2009-05-20 | 2010-11-25 | Smith International, Inc. | Cutting elements, methods for manufacturing such cutting elements, and tools incorporating such cutting elements |
US8157026B2 (en) | 2009-06-18 | 2012-04-17 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid bit with variable exposure |
US8302709B2 (en) | 2009-06-22 | 2012-11-06 | Sandvik Intellectual Property Ab | Downhole tool leg retention methods and apparatus |
US8672060B2 (en) | 2009-07-31 | 2014-03-18 | Smith International, Inc. | High shear roller cone drill bits |
US8448724B2 (en) | 2009-10-06 | 2013-05-28 | Baker Hughes Incorporated | Hole opener with hybrid reaming section |
US8191635B2 (en) | 2009-10-06 | 2012-06-05 | Baker Hughes Incorporated | Hole opener with hybrid reaming section |
WO2011046960A2 (en) * | 2009-10-12 | 2011-04-21 | Atlas Copco Secoroc Llc | Downhole tool |
US8201646B2 (en) | 2009-11-20 | 2012-06-19 | Edward Vezirian | Method and apparatus for a true geometry, durable rotating drill bit |
WO2011084944A2 (en) | 2010-01-05 | 2011-07-14 | Smith International, Inc. | High-shear roller cone and pdc hybrid bit |
CN105507817B (zh) | 2010-06-29 | 2018-05-22 | 贝克休斯公司 | 具有防钻头循旧槽结构的混合式钻头 |
US8978786B2 (en) * | 2010-11-04 | 2015-03-17 | Baker Hughes Incorporated | System and method for adjusting roller cone profile on hybrid bit |
US9782857B2 (en) | 2011-02-11 | 2017-10-10 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid drill bit having increased service life |
PL2673451T3 (pl) * | 2011-02-11 | 2015-11-30 | Baker Hughes Inc | System i sposób utrzymywania łap w hybrydowych świdrach |
US20160319602A1 (en) | 2013-12-31 | 2016-11-03 | Smith International, Inc. | Multi-Piece Body Manufacturing Method Of Hybrid Bit |
-
2015
- 2015-05-22 MX MX2016015278A patent/MX2016015278A/es unknown
- 2015-05-22 CA CA2948648A patent/CA2948648C/en not_active Expired - Fee Related
- 2015-05-22 SG SG11201609528QA patent/SG11201609528QA/en unknown
- 2015-05-22 WO PCT/US2015/032230 patent/WO2015179792A2/en active Application Filing
- 2015-05-22 RU RU2016147970A patent/RU2689465C2/ru active
- 2015-05-22 US US14/720,189 patent/US10107039B2/en active Active
- 2015-05-22 BR BR112016027337A patent/BR112016027337A8/pt active Search and Examination
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU330240A1 (ru) * | Шарошечно-лопастное долото | |||
EA200501094A1 (ru) * | 2003-01-20 | 2006-02-24 | ТРАНСКО МАНУФЭКЧУРИНГ ОСТРЭЛИА ПиТиУай ЛТД. | Крепежное устройство для бурового оборудования |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2015179792A3 (en) | 2016-01-14 |
US10107039B2 (en) | 2018-10-23 |
SG11201609528QA (en) | 2016-12-29 |
US20150337603A1 (en) | 2015-11-26 |
CA2948648A1 (en) | 2015-11-26 |
WO2015179792A2 (en) | 2015-11-26 |
RU2016147970A3 (ru) | 2018-11-16 |
BR112016027337A8 (pt) | 2021-05-04 |
MX2016015278A (es) | 2017-03-03 |
RU2016147970A (ru) | 2018-06-25 |
CA2948648C (en) | 2019-03-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2689465C2 (ru) | Комбинированное буровое долото с механическим креплением элементов шарошечного узла долота | |
CN108138471B (zh) | 用于土方作业设备的磨损构件 | |
US8997898B2 (en) | Drilling equipment and attachment means for the same | |
US8177000B2 (en) | Modular system for a back reamer and method | |
US20160238153A1 (en) | Valve stem and plug connections and staking tools | |
ES2346056T3 (es) | Medio de union para equipo de perforacion. | |
US5383525A (en) | Threaded ring retention mechanism | |
US10156099B2 (en) | Downhole tools including fastening assemblies, and related methods | |
EP3146137B1 (en) | Hybrid bit with mechanically attached rolling cutter assembly | |
AU2005100072A4 (en) | Hardened plate fixing system | |
US20210087887A1 (en) | Underground reamer | |
CN202017451U (zh) | 可更换轮体岩石扩孔器 | |
RU2448247C1 (ru) | Составной резец для горных машин | |
US20130319772A1 (en) | Hammer bit locking mechanism | |
US2886292A (en) | Heavy duty cutting head for earth boring tools | |
US11174683B2 (en) | Tapered joint for securing cone arm in hole opener | |
US20240229562A1 (en) | Cutter assembly | |
RU119804U1 (ru) | Составной резец для горных машин | |
GB2490529A (en) | A reamer for use downhole | |
SE454191B (sv) | Laskstot, i synnerhet skenskarv |