RU2689465C2 - Комбинированное буровое долото с механическим креплением элементов шарошечного узла долота - Google Patents

Комбинированное буровое долото с механическим креплением элементов шарошечного узла долота Download PDF

Info

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
Application number
RU2016147970A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2016147970A3 (ru
RU2016147970A (ru
Inventor
Джон ШРЁДЕР
Original Assignee
Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Бейкер Хьюз Инкорпорейтед filed Critical Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Publication of RU2016147970A publication Critical patent/RU2016147970A/ru
Publication of RU2016147970A3 publication Critical patent/RU2016147970A3/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2689465C2 publication Critical patent/RU2689465C2/ru

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B10/00Drill bits
    • E21B10/08Roller bits
    • E21B10/14Roller bits combined with non-rolling cutters other than of leading-portion type
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B23MACHINE TOOLS; METAL-WORKING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • B23PMETAL-WORKING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; COMBINED OPERATIONS; UNIVERSAL MACHINE TOOLS
    • B23P11/00Connecting or disconnecting metal parts or objects by metal-working techniques not otherwise provided for 
    • B23P11/02Connecting 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
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B10/00Drill bits
    • E21B10/08Roller bits
    • E21B10/20Roller bits characterised by detachable or adjustable parts, e.g. legs or axles
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B10/00Drill bits
    • E21B10/62Drill 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.
RU2016147970A 2014-05-23 2015-05-22 Комбинированное буровое долото с механическим креплением элементов шарошечного узла долота RU2689465C2 (ru)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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