WO1998027310A1 - Tete de forage - Google Patents

Tete de forage Download PDF

Info

Publication number
WO1998027310A1
WO1998027310A1 PCT/BE1997/000135 BE9700135W WO9827310A1 WO 1998027310 A1 WO1998027310 A1 WO 1998027310A1 BE 9700135 W BE9700135 W BE 9700135W WO 9827310 A1 WO9827310 A1 WO 9827310A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
blades
drilling head
blade
head according
external surface
Prior art date
Application number
PCT/BE1997/000135
Other languages
English (en)
Inventor
Etienne Lamine
Robert Delwiche
Original Assignee
Dresser Industries, Inc.
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 Dresser Industries, Inc. filed Critical Dresser Industries, Inc.
Priority to EP97949845A priority Critical patent/EP0944764B1/fr
Priority to CA002274918A priority patent/CA2274918C/fr
Priority to DE69720035T priority patent/DE69720035T2/de
Priority to US09/319,559 priority patent/US6296069B1/en
Publication of WO1998027310A1 publication Critical patent/WO1998027310A1/fr
Priority to NO19992906A priority patent/NO326453B1/no

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B10/00—Drill bits
    • E21B10/46—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts
    • E21B10/54—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts the bit being of the rotary drag type, e.g. fork-type bits
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B10/00—Drill bits
    • E21B10/46—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts

Definitions

  • the present invention relates to a drilling head, as used in particular in the field of digging an oil well, comprising - a central body,
  • - cutting elements distributed over a front external surface and over a lateral external surface for calibrating the well, the lateral external surfaces of the blades being part of a substantially cylindrical surface.
  • Drill heads used to date can be provided with various types of cutting elements. Among these, a distinction is generally made between wafers of synthetic polycrystalline diamond or PDC (Polycrystalline Diamond Compact), natural or synthetic diamonds called impregnated, abrasive grains (grits in English) in general and so-called thermostable (synthetic) diamonds or agglomerates of abrasive grains (grits) or agglomerated abrasive grains.
  • PDC Polycrystalline Diamond Compact
  • the present invention results from a comparative study of the advantages and disadvantages of the cutting elements as a function of their position on the head of drilling, in particular on the front face thereof. It appears for example that, in the case of a drilling head comprising only diamond particles impregnated in the front face, those on the axis of rotation or very close to it have a low peripheral speed during the rotation of head while drilling. In addition, their depth of cut in a formation to be drilled is very small because these particles are small (0.6 to 1 mm maximum) and are crimped mechanically in the head by a binder, so that they do not generally exceed than 0.4 mm maximum of the crimp binder.
  • a low peripheral rotation speed of the diamond particles can also mean increased pressure on them: therefore a greater risk of bursting or tearing off the particles very close to the axis.
  • a very high diamond carat value is obtained compared to what one could obtain in a PDC wafer drilling head configuration.
  • a drill head with PDC inserts proves to be very advantageous at the place, or very close, of the axis of rotation because the value in carats of diamond is sufficient there, the exposure of the cutting inserts projecting compared to the rest of the head, it provides depths of pass per revolution which are appreciable and these plates offer a higher resistance to the aforementioned pressure than that of diamond particles.
  • said remaining zone is divided into two zones which are substantially circular and coaxial with said central zone and, as a cutting element, one of the circular zones comprises thermostable synthetic diamonds while the other circular zone contains impregnated diamond particles.
  • Figure 1 is a schematic view, in section along the line I-I of Figure 2 and in elevation, of a drill head of the invention.
  • FIG. 2 is a diagrammatic view of the front face (along the direction of drilling) of the drilling head of FIG. 1.
  • Figure 3 is a schematic perspective view in elevation of a wafer support and its wafer which can be used in the drilling head of the invention.
  • Figures 4 and 5, 6 and 7, 8 and 9 are each schematic views respectively, on the one hand, in section and in elevation and, on the other hand, of the front face of three different drilling heads, Prior art, cited here for comparison to show the technical advantage of the inventive drill head over them.
  • FIG. 10 is, on another scale, a view similar to that of FIG. 2 but diagrammed and relating to a drilling head of which certain blades have a constant width and others have a variable width, increasing from their end closest to the axis of rotation.
  • the drilling head 1 of the invention may comprise a substantially cylindrical central body 2 and cutting blades 3 to 8, projecting from the body 2, both in front of the latter in a direction of drilling and on the sides of this same body 2.
  • Cutting elements 9 are distributed on front external surfaces 10, considering the direction of drilling, and on lateral external surfaces 11 for calibrating the well, for example petroleum, to be dug, the blades 3 to 8 comprising these external surfaces 10, 11.
  • the lateral external surfaces 11 form part of a substantially cylindrical surface with an axis coinciding with the axis of rotation of the drilling head 1.
  • the front 10 and lateral 11 external surfaces of each blade 3 to 8 are preferably connected according to a progressive curvature.
  • the external front surface 10 of at least one of the blades 3 to 8 there is arranged, as cutting elements 9, at least one cutting insert 12 in diamond tablet synthetic polycrystalline (PDC) at a central zone 13 of said front external surface 10 and, in a remaining zone 14 of this front surface 10, outside the central zone 13, thermostable synthetic diamonds and / or impregnated diamond particles, both on blade 3 to 8 fitted with cutting insert (s) 12 and on other blades 3 to 8.
  • PDC diamond tablet synthetic polycrystalline
  • this drilling head for the rest 1, for example by infiltration of molten metal into a matrix of tungsten carbide powder placed in a carbon mold and provided, before infiltration and where they are desired, with diamond particles and / or thermostable synthetic diamonds. Then, said cutting insert (s) 12 can be brazed to their places provided during molding and the infiltrated and cooled die can be fixed (FIG. 1) by screwing (at 15) and / or welding (at 16) to a metal body. 17 carrying a thread 18 for connecting the head 1 to a rod train (not shown). Such cutting insert brazing 12 can be carried out practically as a last resort, on the finished head 1, by means of a silver brazing alloy at low melting temperature.
  • each cutting insert 12 is fixed to a support 20, known per se, the shape of which can be modified as desired (see also FIG.
  • each cutting insert 12 can be inclined by a cutting angle ("rake" in English), for example of the order of 30 °, with respect to a corresponding axial plane.
  • the inclination of this angle is then, according to FIGS. 2 and 3, oriented so that the front cutting edge 12A of each insert 12 (in a longitudinal direction of advance of the tool 1) is rearward (in the direction rotation R during drilling) relative to the rear cutting edge 12B of the same insert 12 in the drilling head 1.
  • the supports 20 are advantageously made of tungsten carbide.
  • the impregnated diamond particles and / or the thermostable or other synthetic diamonds are not represented in FIG. 1. They are represented diagrammatically in FIG. 2, on the blade 4 only, in the form of triangles .
  • the blades 3, 5 and 7 may differ practically only in the number and location of the cutting inserts 12.
  • the blades 4, 6 and 8 may be similar to each other. Other arrangements of these blades 3 to 8 may also be preferred, such as that of FIG. 10 explained below.
  • a practically central passage 21 can be provided for drilling fluid, so that it emerges between the front external surfaces 10 and escapes, with the debris caused by drilling, by channels extending between the blades 3 to 8 and along the sides of the body 2.
  • Said remaining zone 14 (FIG. 1) can itself be divided into two substantially circular and coaxial zones 25, 26 with the central zone 13. Then a circular zone 25 or 26 may comprise practically only thermostable synthetic diamonds while the another circular zone 26 or 25 may comprise practically only impregnated diamond particles.
  • thermostable synthetic diamonds are placed in the circular zone 26 located directly around the central zone 13.
  • an intermediate zone (not shown), situated in a ring between the two circular zones 25 and 26, to be partly equipped with impregnated diamond particles and partly with thermostable synthetic diamonds.
  • thermostable synthetic diamonds can have a circular and / or cubic and / or prismatic shape with preferably triangular cross section.
  • At least one of the cutting inserts 12 can be composed of several layers, namely for example: - an attack layer 27 of the formation to be drilled, in a tablet of synthetic polycrystalline diamond, - carrying this attack layer 27, a intermediate layer 28 of tungsten carbide, and carrying this intermediate layer 28 and carried by the support 20, a layer 29 of tungsten carbide combined with diamond particles.
  • the blades 3 to 8 preferably each have a substantially constant thickness over a large part of their front external surface 10 and on their lateral external surface 11.
  • the thicknesses of the various blades 3 to 8 can be equal.
  • the blades 3 to 8 can extend in a rectilinear manner (FIGS. 1 and 2) or in a helical manner (not shown).
  • the lateral external surfaces 11 of the blades 3 to 8, which belong to a substantially cylindrical surface, can have on the latter, in one embodiment, a thickness which is of the order of at most half the circular distance between two blades 3 to 8 successive, measured on this same substantially cylindrical surface.
  • the front external surface 10 of the blades 3 to 8 is arranged to determine, by the cutting elements 9, in the formation of the bottom of a wellbore (not shown) a conical surface entering the drilling head 1 and preferably having a cone angle between 10 ° and 55 °, preferably of the order of 45 °, relative to the axis of rotation of the drilling head 1.
  • central zones 13 and remaining zones 14 and / or 25, 26 may depend on the formations to be drilled. Thus, for very hard rocks, it seems advantageous to choose a small diameter for the central zone 13 and to enlarge it as the rocks are less hard. For clay formations, the PDC cutting inserts 12 are better thanks to their capacity for removing these materials: there is therefore less blocking of the head 1 at the locations of these inserts 12.
  • the power applied to the drilling head 1 is indicated in the HP (“horse power") column of table 1 and this power per unit area is indicated there in the HP / cm 2 column.
  • the drilling heads used for the comparison are shown diagrammatically in FIGS. 4 to 9. The head of FIGS.
  • the head of Figures 6 and 7 has twelve narrow blades, identified by the letters A, B, C, D and E according to their similarities and digging a cone of the order of 60 ° with respect to the axis of rotation.
  • the head of Figures 8 and 9 has six thick blades, identified by the letters A, B and C according to their similarities and digging a cone of the order of 45 ° relative to the axis of rotation.
  • the crown chosen for the comparison (and not shown) is equipped only with PDC cutting inserts, in a so-called soft binder, on its front face of attack.
  • the same rock was drilled or cored by these different tools during the comparative test.
  • the binder used for the drilling heads of FIGS. 4 to 9 is also of the so-called soft type.
  • the head 1 of the invention has a penetration speed (ROP) substantially higher than that of other conventional drilling heads.
  • blades 5 with projection in the shape of a truncated triangle 5A in the drawing plane can be interposed between blades 3, 4 whose width is practically constant over their entire external surface.
  • the use of these blades 5A makes it possible, for example, to reduce the interval between two successive blades 3, 4.
  • the invention can also include drilling heads where all the blades have a projection in the form of a truncated triangle like the blade 5A above.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)
  • Polishing Bodies And Polishing Tools (AREA)
  • Drilling Tools (AREA)
  • Holo Graphy (AREA)
  • Surgical Instruments (AREA)

Abstract

Tête de forage, telle qu'utilisée notamment dans le domaine d'un creusement de puits de pétrole, comportant un corps central (2), des lames de coupe (3) en saillie par rapport au corps (2), tant en avant de celui-ci suivant un sens de forage que sur les côtés de ce même corps (2), et des éléments coupants (9) répartis sur une surface externe frontale (10) et sur une surface externe latérale (11) de calibrage du puits que comportent chaque lame (3), dans laquelle il est agencé en tant qu'éléments coupants: dans une zone centrale (13) de la surface frontale (10), sur au moins une lame (3): au moins une plaquette de coupe (12) en comprimé de diamant polycristallin synthétique, et dans une zone restante (14), de la surface frontale (10) de cette lame, située au-delà de ladite zone centrale (13) par rapport à l'axe de rotation, et sur les autres lames: des diamants synthétiques thermostables et/ou des particules de diamant imprégnées.

Description

"Tête de forage" .
La présente invention concerne une tête de forage, telle qu'utilisée notamment dans le domaine d'un creusement de puits de pétrole, comportant - un corps central,
- des lames de coupe en saillie par rapport au corps, tant en avant de celui-ci suivant un sens de forage que sur les côtés de ce même corps, et
- des éléments coupants répartis sur une surface externe frontale et sur une surface externe latérale de calibrage du puits, les surfaces externes latérales des lames faisant partie d'une surface sensiblement cylindrique.
Des têtes de forage utilisées à ce jour peuvent être munies de divers types d'éléments coupants. Parmi ceux-ci on distingue en général les plaquettes de diamant polycristallin synthétique ou PDC (Polycristal- line Diamond Compact ou comprimé de diamant polycristallin synthétique) , les diamants naturels ou synthétiques dits imprégnés, les grains abrasifs (grits en anglais) en général et les diamants (synthétiques) dits thermostables ou agglomérats de grains abrasifs (grits) ou grains abrasifs agglomérés.
Chaque type d * élément coupant comporte bien sûr des avantages et des inconvénients, qui apparaissent entre autres en fonction de la position de l'élément coupant sur la tête de forage.
La présente invention résulte d'une étude comparative des avantages et inconvénients des éléments coupants en fonction de leur position sur la tête de forage, en particulier sur la face avant de celle-ci. Il apparaît par exemple que, dans le cas d'une tête de forage comportant uniquement des particules de diamant imprégnées dans la face avant, celles sur l'axe de rotation ou très proches de celui-ci ont une vitesse périphérique faible pendant la rotation de la tête en cours de forage. De plus, leur profondeur de passe dans une formation à forer est très faible car ces particules sont de faibles dimensions (0,6 à 1 mm maximum) et sont serties mécaniquement dans la tête par un liant, de sorte qu'elles ne dépassent généralement que de 0,4 mm maximum du liant de sertissage. En conséquence, la vitesse de pénétration (ROP = rate of pénétration en m/heure) est très faible au moins à cause des particules sur ou très proches de l'axe de rotation. Une faible vitesse de rotation périphérique des particules de diamant peut signifier également une pression accrue sur celles-ci : donc un risque plus grand de faire éclater ou d'arracher les particules très proches de l'axe. Cependant à distance de l'axe, grâce aux particules imprégnées on obtient une valeur en carats de diamant très élevée par rapport à ce que 1 ' on pourrait obtenir dans une configuration de tête de forage à plaquettes de PDC. Par contre, une tête de forage à plaquettes de PDC se montre très avantageuse à l'endroit, ou très près, de l'axe de rotation car la valeur en carats de diamant y est suffisante, l'exposition des plaquettes de coupe en saillie par rapport au reste de la tête y assure des profondeurs de passe par tour qui sont appréciables et ces plaquettes offrent à la pression précitée une résistance supérieure à celle des particules de diamant.
Ainsi, d'un examen minutieux du comportement des divers éléments de coupe en divers endroits sur la face avant des têtes de forage, il est ressorti la présente invention suivant laquelle, sur la surface externe frontale des lames, il est agencé en tant qu'éléments coupants : dans une zone centrale de la surface externe fronta- le d'au moins une lame : au moins une plaquette de coupe en comprimé de diamant polycristallin synthétique, et dans une zone restante de la surface externe frontale de cette lame, située autour de ladite zone centrale, et sur les autres lames : des diamants synthétiques thermostables et/ou des particules de diamant imprégnées .
Suivant une forme de réalisation avantageuse de l'invention, ladite zone restante est divisée en deux zones sensiblement circulaires et coaxiales avec ladite zone centrale et, comme élément de coupe, une des zones circulaires comporte des diamants synthétiques thermostables tandis que l'autre zone circulaire comporte des particules de diamant imprégnées. D'autres détails et particularités de
1 ' invention ressortiront des revendications secondaires et de la description des dessins qui sont annexés au présent mémoire et qui illustrent, à titre d'exemples non limitatifs, une forme de réalisation préférée de 1 ' invention .
La figure 1 est une vue schématisée, en coupe suivant la ligne I-I de la figure 2 et en élévation, d'une tête de forage de l'invention.
La figure 2 est une vue schématisée de la face avant (suivant le sens de forage) de la tête de forage de la figure 1.
La figure 3 est une vue schématique en perspective et en élévation d'un support de plaquette et de sa plaquette qui peuvent être mis en oeuvre dans la tête de forage de l'invention. Les figures 4 et 5 , 6 et 7 , 8 et 9 sont chaque fois des vues schématiques respectivement, d'une part, en coupe et en élévation et, d'autre part, de la face avant de trois têtes de forage différentes, de l'état antérieur de la technique, citées ici à titre de comparaison pour montrer 1 ' avantage technique de la tête de forage de l'invention par rapport à elles.
La figure 10 est, à une autre échelle, une vue semblable à celle de la figure 2 mais schématisée et concernant une tête de forage dont certaines lames ont une largeur constante et d ' autres ont une largeur variable, s 'accroissant à partir de leur extrémité la plus proche de l'axe de rotation.
Dans les différentes figures, les mêmes notations de référence désignent des éléments identiques ou analogues.
La tête de forage 1 de 1 ' invention peut comprendre un corps central 2 sensiblement cylindrique et des lames de coupe 3 à 8 , en saillie par rapport au corps 2, tant en avant de celui-ci suivant un sens de forage que sur les côtés de ce même corps 2. Des éléments coupants 9 sont répartis sur des surfaces externes frontales 10, en considérant le sens du forage, et sur des surfaces externes latérales 11 de calibrage du puits, par exemple pétrolier, à creuser, les lames 3 à 8 comportant ces surfaces externes 10, 11. Les surfaces externes latérales 11 font parties d'une surface sensiblement cylindrique d'axe coïncidant avec l'axe de rotation de la tête de forage 1. Les surfaces externes frontales 10 et latérales 11 de chaque lame 3 à 8 se raccordent de préférence suivant une courbure progressive.
Suivant l'invention, sur la surface frontale externe 10 d'au moins une des lames 3 à 8 (figures 1 et 2) il est agencé, en tant qu'éléments coupants 9, au moins une plaquette de coupe 12 en comprimé de diamant polycristallin synthétique (PDC) à l'endroit d'une zone centrale 13 de ladite surface externe frontale 10 et, dans une zone restante 14 de cette surface frontale 10, en dehors de la zone centrale 13 , des diamants synthéti- ques thermostables et/ou des particules de diamant imprégnées, aussi bien sur la lame 3 à 8 munie de plaquette (s) de coupe 12 que sur les autres lames 3 à 8. L'homme de métier connaît la façon de réaliser pour le reste cette tête de forage 1, par exemple par infiltration de métal fondu dans une matrice de poudre de carbure de tungstène placée dans un moule en carbone et munie, avant infiltration et là où ils/elles sont souhaité (e) s, de particules de diamant et/ou des diamants synthétiques thermostables. Ensuite, la ou lesdites plaquettes de coupe 12 peuvent être brasées à leurs places prévues lors du moulage et la matrice infiltrée et refroidie peut être fixée (figure 1) par vissage (en 15) et/ou soudage (en 16) à un corps métallique 17 portant un filet 18 pour le raccordement de la tête 1 à un train de tige (non représenté) . Un tel brasage de plaquette de coupe 12 peut être réalisé pratiquement en dernier lieu, sur la tête 1 terminée, au moyen d'un alliage de brasage à l'argent à basse température de fusion. Dans le cas de l'exemple des figures 1 et 2 , il a été choisi de positionner sur la lame 3 (figure 2) deux plaquettes de coupe 12 portant les références A et D, sur la lame 5 une plaquette de coupe 12 portant la référence C et sur la lame 7 une plaquette de coupe 12 portant la référence B. Les plaquettes de coupe 12 (A, B, C et D) sont projetées (figure 1) , par rotation autour de l'axe de rotation, dans un même plan axial afin de montrer la position respective de leurs sillons en cours de forage. Les lames 4, 6 et 8 ne portent pas de plaquettes de coupe 12. Tel que cela est schématisé à la figure 2 , chaque plaquette de coupe 12 est fixée à un support 20, connu en soi, dont la forme peut être modifiée à souhait (voir aussi la figure 3), fiché dans la lame correspon- dante, parallèlement à l'axe de rotation, et pouvant être agencé pour que la face active de chaque plaquette de coupe 12 puisse être inclinée d'un angle de coupe ("rake" en anglais), par exemple de l'ordre de 30°, par rapport à un plan axial correspondant. L'inclinaison de cet angle est alors, selon les figure 2 et 3 , orientée pour que le bord de coupe antérieur 12A de chaque plaquette 12 (suivant un sens longitudinal d'avance de l'outil 1) soit en arrière (selon le sens de rotation R en cours de forage) par rapport au bord de coupe posté- rieur 12B de la même plaquette 12 dans la tête de forage 1. Les supports 20 sont avantageusement réalisés en carbure de tungstène.
Pour la clarté des dessins, les particules de diamant imprégnées et/ou les diamants synthétiques thermostables ou autres encore ne sont pas représentés à la figure 1. Ils sont représentés schématiquement à la figure 2, sur la lame 4 uniquement, sous la forme de triangles.
Les lames 3 , 5 et 7 peuvent ne différer pratiquement que par le nombre et l'emplacement des plaquettes de coupe 12. Les lames 4 , 6 et 8 peuvent être semblables l'une à l'autre. D'autres agencements de ces lames 3 à 8 peuvent également être préférés, comme celui de la figure 10 expliquée ci-dessous. Un passage 21 pratiquement central peut être prévu pour du liquide de forage, de façon à ce que celui-ci débouche entre les surfaces externes frontales 10 et s'échappe, avec les débris provoqués par le forage, par des canaux s 'étendant entre les lames 3 à 8 et le long des côtés du corps 2. Ladite zone restante 14 (figure 1) peut être elle-même divisée en deux zones sensiblement circulaires et coaxiales 25, 26 avec la zone centrale 13. Alors une zone circulaire 25 ou 26 peut ne comporter pratiquement que des diamants synthétiques thermostables tandis que l'autre zone circulaire 26 ou 25 peut ne comporter pratiquement que des particules de diamant imprégnées.
Il peut être préféré que les diamants synthétiques thermostables soient disposés dans la zone circulaire 26 située directement autour de la zone centrale 13.
Il peut être souhaité également qu'une zone intermédiaire (non représentée) , située en anneau entre les deux zones circulaires 25 et 26, soit équipée en partie de particules de diamant imprégnées et en partie de diamants synthétiques thermostables.
Les diamants synthétiques thermostables peuvent avoir une forme circulaire et/ou cubique et/ou prismatique à section transversale de préférence triangulaire.
Au moins une des plaquettes de coupe 12 peut être composée de plusieurs couches, à savoir par exemple : - une couche 27 d'attaque de la formation à forer, en comprimé de diamant polycristallin synthétique, - portant cette couche d'attaque 27, une couche intermédiaire 28 en carbure de tungstène, et portant cette couche intermédiaire 28 et portée par le support 20, une couche 29 en carbure de tungstène combiné à des particules de diamant.
Les lames 3 à 8 ont de préférence chacune une épaisseur sensiblement constante sur une partie importante de leur surface externe frontale 10 et sur leur surface externe latérale 11. Les épaisseurs des différentes lames 3 à 8 peuvent être égales. Il peut y avoir par exemple six lames 3 à 8 sur un corps 2 de tête de forage 1. Le long de la surface cylindrique du corps 2, les lames 3 à 8 peuvent s'étendre de façon rectiligne (figures 1 et 2) ou de façon hélicoïdale (non représen- tée) .
Les surfaces externes latérales 11 des lames 3 à 8, qui appartiennent à une surface sensiblement cylindrique, peuvent présenter sur cette dernière, dans une forme de réalisation une épaisseur qui est de l'ordre d'au plus la moitié de la distance circulaire entre deux lames 3 à 8 successives, mesurée sur cette même surface sensiblement cylindrique.
La surface externe frontale 10 des lames 3 à 8 est agencée pour déterminer, par les éléments coupants 9, dans la formation du fond d'un puits de forage (non représenté) une surface conique rentrant dans la tête de forage 1 et présentant de préférence un angle de cône entre 10° et 55°, de préférence de l'ordre de 45°, par rapport à l'axe de rotation de la tête de forage 1.
La sélection des zones centrale 13 et restante 14 et/ou 25, 26 peut dépendre des formations à forer. Ainsi, pour des roches très dures, il paraît avantageux de choisir un petit diamètre pour la zone centrale 13 et de l'agrandir à mesure que les roches sont moins dures. Pour des formations argileuses, les plaquettes de coupe 12 en PDC s'avèrent meilleures grâce à leur capacité d'évacuation de ces matières : il y a donc moins de bourrage de la tête 1 aux endroits de ces plaquettes 12.
L'utilisation combinée suivant l'invention de plaquettes de coupe 12 en PDC et de particules de diamant imprégnées et/ou de diamants synthétiques thermostables permet de plus de moduler la densité en carats de diamant selon les zones 13 et 14 et/ou 25, 26. A titre d'exemple, pour une tête de forage usuelle à plaquettes 12 en PDC uniquement, d'un diamètre nominal de 8 1/2" (environ 216 mm) dans laquelle il y a 60 à 80 plaquettes d'environ 3 carats chacune, on a une valeur totale de 200 à 250 carats investis dans cette tête. Dans une tête usuelle équivalente en taille mais à particules de diamant naturel ou synthétique imprégnées, on a une valeur totale de 1000 à 1200 carats investis. Bien sûr cette dernière tête est usuellement utilisée pour des formations nettement plus dures et abrasives que la tête de forage à plaquettes 12 et il y a en conséquence une consommation plus élevée en diamant que dans le cas de cette dernière tête.
Un tableau 1 ci-joint montre à titre de comparaison le taux de pénétration (ROP = rate of pénétration, en mètres par heure) de différentes têtes de forage usuelles et de celle 1 de l'invention, ainsi que le taux de pénétration d'une couronne de carottage. Ces têtes et couronnes sont de tailles comparables en ce qui concerne leur surface frontale attaquant la forma- tion au devant d'elles. Elles sont soumises à une charge à fond de trou d'un même ordre de grandeur ( OB = weight on bit, de l'ordre de 40,5 à 46,6 kg/cm2). La puissance appliquée sur la tête de forage 1 est indiquée dans la colonne HP ("horse power") du tableau 1 et cette puis- sance par unité de surface y est indiquée dans la colonne HP/cm2. Les têtes de forage utilisées pour la comparaison sont schématisées dans les figures 4 à 9. La tête des figures 4 et 5 comporte douze lames étroites, repérées par des lettres A, F et G selon leur similitu- des et traçant une gorge semi-torique à l'aide de particules de diamant imprégnées tandis que le centre est creusé par des diamants synthétiques thermostables situés dans une sortie d'un passage de liquide de forage. La tête des figures 6 et 7 comporte douze lames étroites, repérées par des lettres A, B, C, D et E selon leurs similitudes et creusant un cône de l'ordre de 60° par rapport à l'axe de rotation. La tête des figures 8 et 9 comporte six lames épaisses, repérées par des lettres A, B et C selon leurs similitudes et creusant un cône de l'ordre de 45° par rapport à l'axe de rotation. La couronne choisie pour la comparaison (et non représentée) est équipée uniquement de plaquettes de coupe en PDC, dans un liant dit tendre, sur sa face frontale d'attaque. La même roche a été forée ou carottée par ces différents outils au cours de l'essai comparatif. Le liant utilisé pour les têtes de forage des figures 4 à 9 est également du type dit tendre.
Il ressort du tableau 1 que la tête 1 de l'invention a une vitesse de pénétration (ROP) sensiblement supérieure à celles des autres têtes de forage usuelles.
Il doit être entendu que l'invention n'est nullement limitée aux formes de réalisation décrites et que bien des modifications peuvent être apportées à ces dernières sans sortir du cadre de la présente invention. Ainsi, comme le montre la figure 10, des lames 5 à projection en forme de triangle tronqué 5A sur le plan du dessin peuvent être intercalées entre des lames 3 , 4 dont la largeur est pratiquement constante sur toute leur surface externe. L'utilisation de ces lames 5A permet par exemple de réduire l'intervalle entre deux lames 3, 4 successives.
Il va de soi, au vu de ce qui précède, que 1 ' invention peut comprendre également des têtes de forage où toutes les lames présentent une projection en forme de triangle tronqué comme la lame 5A ci-dessus. TABLEAU 1
Figure imgf000013_0001

Claims

REVENDICATIONS
1. Tête de forage, telle qu'utilisée notamment dans le domaine d'un creusement de puits de pétrole, comportant - un corps central (2) , des lames de coupe (3 à 8) en saillie par rapport au corps (2) , tant en avant de celui-ci suivant un sens de forage que sur les côtés de ce même corps (2), et - des éléments coupants (9) répartis sur une surface externe frontale (10) et sur une surface externe latérale (11) de calibrage du puits que comportent chaque lame (3 à 8) , les surfaces externes latérales des lames (3 à 8) faisant partie d'une surface sensiblement cylindrique, caractérisée en ce que, sur la surface externe frontale (10) des lames (3 à 8) , il est agencé en tant qu'éléments coupants :
- dans une zone centrale (13) de la surface externe frontale (10) , sur au moins une lame (3 à 8) : au moins une plaquette de coupe (12) en comprimé de diamant polycristallin synthétique, et
- dans une zone restante (14) de la surface externe frontale (10) de cette lame, située au-delà de ladite zone centrale (13) par rapport à l'axe de rotation de la tête (1) , et sur les autres lames : des diamants synthétiques thermostables et/ou des particules de diamant imprégnées.
2. Tête de forage suivant la revendication 1, caractérisée en ce que ladite zone restante (14) est divisée en deux zones (25, 26) sensiblement circulaires et coaxiales avec ladite zone centrale (13) et en ce que, comme élément de coupe (9) , une des zones circulaires (25 ou 26) comporte des diamants synthétiques thermostables tandis que l'autre zone circulaire (26 ou respectivement 25) comporte des particules de diamant imprégnées .
3. Tête de forage suivant la revendication 2, caractérisée en ce que les diamants synthétiques thermostables sont situés dans la zone circulaire (26) située directement autour de la zone centrale (13).
4. Tête de forage suivant l'une quelconque des revendications 1 à 3, caractérisée en ce que les diamants synthétiques thermostables ont une forme circulaire et/ou cubique et/ou prismatique à section transversale de préférence triangulaire.
5. Tête de forage suivant l'une quelconque des revendications 1 à 4, caractérisée en ce que les plaquettes (12) en comprimé de diamant polycristallin synthétique sont portées par des supports d'orientation (20) en carbure de tungstène.
6. Tête de forage suivant l'une quelconque des revendications 1 à 5, caractérisée en ce qu'au moins une plaquette (12) précitée est un élément à plusieurs couches dont l'une (27), en avant de la plaquette (12) suivant le sens de rotation en cours de carottage, est en comprimé de diamant polycristallin synthétique (PDC) proprement dit, une suivante (28) est en carbure de tungstène et une dernière (29) est en carbure de tungstène combiné à des particules de diamant.
7. Tête de forage suivant l'une quelconque des revendications 1 à 6, caractérisé en ce qu'au moins une des lames (3 à 8) présente une épaisseur sensiblement constante sur une partie importante de sa surface externe frontale (10) et sur sa surface externe latérale (11) , en ce qu'avantageusement toutes les lames (3 à 8) ont sensiblement la même épaisseur et en ce qu'il y a de préférence six lames (3 à 8) autour du corps (2) .
8. Tête de forage suivant l'une quelconque des revendications 1 à 7 , caractérisée en ce que sur la surface sensiblement cylindrique précitée, chaque lame (3 à 8) a une épaisseur de l'ordre d'au plus la moitié de la distance circulaire entre deux lames (3 à 8) successives.
9. Tête de forage suivant l'une quelconque des revendications 1 à 6, caractérisée en ce qu'au moins une lame (5A) présente, vue en projection dans un plan perpendiculaire à l'axe de rotation de la tête de forage (1) une forme de triangle tronqué pointant vers cet axe.
10. Tête de forage suivant la revendication
9, caractérisée en ce que chaque fois une lame (5A) à projection en triangle tronqué est prévue entre deux lames (3, 4) à épaisseur sensiblement constante sur leurs surfaces externes frontales (10) et latérales (11) .
11. Tête de forage suivant l'une quelconque des revendications 1 à 10, caractérisé en ce que la surface externe frontale (10) des lames (3 à 8) est agencée pour déterminer au fond d'un puits de forage une surface conique rentrant dans la tête de forage (1) et présentant un angle de cône compris entre 10° et 55° et de préférence de l'ordre de 45° par rapport à l'axe de rotation de la tête de forage (1) .
PCT/BE1997/000135 1996-12-16 1997-12-16 Tete de forage WO1998027310A1 (fr)

Priority Applications (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP97949845A EP0944764B1 (fr) 1996-12-16 1997-12-16 Tete de forage
CA002274918A CA2274918C (fr) 1996-12-16 1997-12-16 Tete de forage
DE69720035T DE69720035T2 (de) 1996-12-16 1997-12-16 Bohrkopf
US09/319,559 US6296069B1 (en) 1996-12-16 1997-12-16 Bladed drill bit with centrally distributed diamond cutters
NO19992906A NO326453B1 (no) 1996-12-16 1999-06-14 Borkrone

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
BE9601043 1996-12-16
BE9601043A BE1010802A3 (fr) 1996-12-16 1996-12-16 Tete de forage.

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO1998027310A1 true WO1998027310A1 (fr) 1998-06-25

Family

ID=3890145

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/BE1997/000135 WO1998027310A1 (fr) 1996-12-16 1997-12-16 Tete de forage

Country Status (7)

Country Link
US (1) US6296069B1 (fr)
EP (1) EP0944764B1 (fr)
BE (1) BE1010802A3 (fr)
CA (1) CA2274918C (fr)
DE (1) DE69720035T2 (fr)
NO (1) NO326453B1 (fr)
WO (1) WO1998027310A1 (fr)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2006104885A3 (fr) * 2005-03-25 2007-07-19 Baker Hughes Inc Queue de trepan rotatif, trepans rotatifs possedant cette queue et leurs procedes de fabrication

Families Citing this family (107)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6510906B1 (en) 1999-11-29 2003-01-28 Baker Hughes Incorporated Impregnated bit with PDC cutters in cone area
US6843333B2 (en) 1999-11-29 2005-01-18 Baker Hughes Incorporated Impregnated rotary drag bit
US7398840B2 (en) * 2005-04-14 2008-07-15 Halliburton Energy Services, Inc. Matrix drill bits and method of manufacture
US8225883B2 (en) 2005-11-21 2012-07-24 Schlumberger Technology Corporation Downhole percussive tool with alternating pressure differentials
US8205688B2 (en) 2005-11-21 2012-06-26 Hall David R Lead the bit rotary steerable system
US8297378B2 (en) 2005-11-21 2012-10-30 Schlumberger Technology Corporation Turbine driven hammer that oscillates at a constant frequency
US8316964B2 (en) 2006-03-23 2012-11-27 Schlumberger Technology Corporation Drill bit transducer device
US7753144B2 (en) 2005-11-21 2010-07-13 Schlumberger Technology Corporation Drill bit with a retained jack element
US8297375B2 (en) 2005-11-21 2012-10-30 Schlumberger Technology Corporation Downhole turbine
US8130117B2 (en) 2006-03-23 2012-03-06 Schlumberger Technology Corporation Drill bit with an electrically isolated transmitter
US7571780B2 (en) 2006-03-24 2009-08-11 Hall David R Jack element for a drill bit
US8522897B2 (en) 2005-11-21 2013-09-03 Schlumberger Technology Corporation Lead the bit rotary steerable tool
US8528664B2 (en) 2005-11-21 2013-09-10 Schlumberger Technology Corporation Downhole mechanism
US7559379B2 (en) 2005-11-21 2009-07-14 Hall David R Downhole steering
US7497279B2 (en) 2005-11-21 2009-03-03 Hall David R Jack element adapted to rotate independent of a drill bit
US8408336B2 (en) 2005-11-21 2013-04-02 Schlumberger Technology Corporation Flow guide actuation
US8360174B2 (en) 2006-03-23 2013-01-29 Schlumberger Technology Corporation Lead the bit rotary steerable tool
US7967082B2 (en) * 2005-11-21 2011-06-28 Schlumberger Technology Corporation Downhole mechanism
US7694756B2 (en) 2006-03-23 2010-04-13 Hall David R Indenting member for a drill bit
USD620510S1 (en) 2006-03-23 2010-07-27 Schlumberger Technology Corporation Drill bit
US7661487B2 (en) 2006-03-23 2010-02-16 Hall David R Downhole percussive tool with alternating pressure differentials
US8011457B2 (en) 2006-03-23 2011-09-06 Schlumberger Technology Corporation Downhole hammer assembly
EP2019905A2 (fr) * 2006-04-28 2009-02-04 Halliburton Energy Services, Inc. Moules et procédés de formation de moules associés à la fabrication de trépans de forage rotatifs et d'autres outils de fond de puits
US8596381B2 (en) 2006-08-11 2013-12-03 David R. Hall Sensor on a formation engaging member of a drill bit
US9145742B2 (en) 2006-08-11 2015-09-29 Schlumberger Technology Corporation Pointed working ends on a drill bit
US8590644B2 (en) 2006-08-11 2013-11-26 Schlumberger Technology Corporation Downhole drill bit
US8616305B2 (en) 2006-08-11 2013-12-31 Schlumberger Technology Corporation Fixed bladed bit that shifts weight between an indenter and cutting elements
US7637574B2 (en) 2006-08-11 2009-12-29 Hall David R Pick assembly
US8714285B2 (en) 2006-08-11 2014-05-06 Schlumberger Technology Corporation Method for drilling with a fixed bladed bit
US9051795B2 (en) 2006-08-11 2015-06-09 Schlumberger Technology Corporation Downhole drill bit
US8567532B2 (en) 2006-08-11 2013-10-29 Schlumberger Technology Corporation Cutting element attached to downhole fixed bladed bit at a positive rake angle
US20080035389A1 (en) 2006-08-11 2008-02-14 Hall David R Roof Mining Drill Bit
US7669674B2 (en) 2006-08-11 2010-03-02 Hall David R Degradation assembly
US8215420B2 (en) 2006-08-11 2012-07-10 Schlumberger Technology Corporation Thermally stable pointed diamond with increased impact resistance
US8622155B2 (en) 2006-08-11 2014-01-07 Schlumberger Technology Corporation Pointed diamond working ends on a shear bit
US9316061B2 (en) 2006-08-11 2016-04-19 David R. Hall High impact resistant degradation element
US7886851B2 (en) * 2006-08-11 2011-02-15 Schlumberger Technology Corporation Drill bit nozzle
US7527110B2 (en) 2006-10-13 2009-05-05 Hall David R Percussive drill bit
US8960337B2 (en) 2006-10-26 2015-02-24 Schlumberger Technology Corporation High impact resistant tool with an apex width between a first and second transitions
US9068410B2 (en) 2006-10-26 2015-06-30 Schlumberger Technology Corporation Dense diamond body
US7954401B2 (en) 2006-10-27 2011-06-07 Schlumberger Technology Corporation Method of assembling a drill bit with a jack element
GB2459794B (en) 2007-01-18 2012-02-15 Halliburton Energy Serv Inc Casting of tungsten carbide matrix bit heads and heating bit head portions with microwave radiation
USD674422S1 (en) 2007-02-12 2013-01-15 Hall David R Drill bit with a pointed cutting element and a shearing cutting element
USD678368S1 (en) 2007-02-12 2013-03-19 David R. Hall Drill bit with a pointed cutting element
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
US7866416B2 (en) 2007-06-04 2011-01-11 Schlumberger Technology Corporation Clutch for a jack element
US7721826B2 (en) 2007-09-06 2010-05-25 Schlumberger Technology Corporation Downhole jack assembly sensor
US7967083B2 (en) 2007-09-06 2011-06-28 Schlumberger Technology Corporation Sensor for determining a position of a jack element
US7730976B2 (en) * 2007-10-31 2010-06-08 Baker Hughes Incorporated Impregnated rotary drag bit and related methods
US8678111B2 (en) 2007-11-16 2014-03-25 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit and design method
US8540037B2 (en) 2008-04-30 2013-09-24 Schlumberger Technology Corporation Layered polycrystalline diamond
US20090272582A1 (en) * 2008-05-02 2009-11-05 Baker Hughes Incorporated Modular hybrid drill bit
US7819208B2 (en) 2008-07-25 2010-10-26 Baker Hughes Incorporated Dynamically stable hybrid drill bit
US9439277B2 (en) 2008-10-23 2016-09-06 Baker Hughes Incorporated Robotically applied hardfacing with pre-heat
US8450637B2 (en) 2008-10-23 2013-05-28 Baker Hughes Incorporated Apparatus for automated application of hardfacing material to drill bits
WO2010053710A2 (fr) 2008-10-29 2010-05-14 Baker Hughes Incorporated Procédé et appareil pour soudage robotique de trépans
US20100122848A1 (en) * 2008-11-20 2010-05-20 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit
US8047307B2 (en) 2008-12-19 2011-11-01 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit with secondary backup cutters positioned with high side rake angles
WO2010078131A2 (fr) 2008-12-31 2010-07-08 Baker Hughes Incorporated Procédé et appareil pour application automatique de matériau de surfaçage de renfort sur des couteaux rotatifs de trépan de forage de type hybride, trépans hybrides comprenant de tels éléments de coupe à dents d'acier à surfaçage de renfort et procédé d'utilisation
US20100181116A1 (en) * 2009-01-16 2010-07-22 Baker Hughes Incororated Impregnated drill bit with diamond pins
US8141664B2 (en) 2009-03-03 2012-03-27 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit with high bearing pin angles
AU2010232431B2 (en) * 2009-04-02 2015-08-27 Epiroc Drilling Tools Llc Drill bit for earth boring
US8056651B2 (en) 2009-04-28 2011-11-15 Baker Hughes Incorporated Adaptive control concept for hybrid PDC/roller cone bits
US8701799B2 (en) 2009-04-29 2014-04-22 Schlumberger Technology Corporation Drill bit cutter pocket restitution
US8459378B2 (en) 2009-05-13 2013-06-11 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit
US8157026B2 (en) 2009-06-18 2012-04-17 Baker Hughes Incorporated Hybrid bit with variable exposure
EP2462310A4 (fr) * 2009-08-07 2014-04-02 Smith International Procédé de formation d'un élément de coupe en diamant thermiquement stable
CN104712252B (zh) 2009-08-07 2018-09-14 史密斯国际有限公司 具有高的韧度和高的耐磨性的多晶金刚石材料
EP2462308A4 (fr) * 2009-08-07 2014-04-09 Smith International Constructions en diamant polycristallin thermiquement stables
US8695733B2 (en) * 2009-08-07 2014-04-15 Smith International, Inc. Functionally graded polycrystalline diamond insert
US8857541B2 (en) * 2009-08-07 2014-10-14 Smith International, Inc. Diamond transition layer construction with improved thickness ratio
AU2010279295B2 (en) * 2009-08-07 2016-01-07 Smith International, Inc. Highly wear resistant diamond insert with improved transition structure
EP2478177A2 (fr) 2009-09-16 2012-07-25 Baker Hughes Incorporated Ensembles de palier en carbone de diamant polycristallin divorcés externes pour trépans de forage hybrides
US8191635B2 (en) 2009-10-06 2012-06-05 Baker Hughes Incorporated Hole opener with hybrid reaming section
US8448724B2 (en) 2009-10-06 2013-05-28 Baker Hughes Incorporated Hole opener with hybrid reaming section
US8550190B2 (en) 2010-04-01 2013-10-08 David R. Hall Inner bit disposed within an outer bit
US8418784B2 (en) 2010-05-11 2013-04-16 David R. Hall Central cutting region of a drilling head assembly
US9217294B2 (en) 2010-06-25 2015-12-22 Halliburton Energy Services, Inc. Erosion resistant hard composite materials
US9138832B2 (en) 2010-06-25 2015-09-22 Halliburton Energy Services, Inc. Erosion resistant hard composite materials
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
US8333254B2 (en) 2010-10-01 2012-12-18 Hall David R Steering mechanism with a ring disposed about an outer diameter of a drill bit and method for drilling
US8820440B2 (en) 2010-10-01 2014-09-02 David R. Hall Drill bit steering assembly
US8978786B2 (en) 2010-11-04 2015-03-17 Baker Hughes Incorporated System and method for adjusting roller cone profile on hybrid bit
US8656983B2 (en) 2010-11-22 2014-02-25 Halliburton Energy Services, Inc. Use of liquid metal filters in forming matrix drill bits
GB2488508B (en) 2010-11-29 2015-10-07 Halliburton Energy Services Inc 3D-printed bodies for molding downhole equipment
GB2490087B (en) 2010-11-29 2016-04-27 Halliburton Energy Services Inc Forming objects by infiltrating a printed matrix
GB2485848B (en) 2010-11-29 2018-07-11 Halliburton Energy Services Inc Improvements in heat flow control for molding downhole equipment
PL2673451T3 (pl) 2011-02-11 2015-11-30 Baker Hughes Inc System i sposób utrzymywania łap w hybrydowych świdrach
US9782857B2 (en) 2011-02-11 2017-10-10 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bit having increased service life
US8342266B2 (en) 2011-03-15 2013-01-01 Hall David R Timed steering nozzle on a downhole drill bit
US9353575B2 (en) 2011-11-15 2016-05-31 Baker Hughes Incorporated Hybrid drill bits having increased drilling efficiency
AU2012261560B2 (en) 2011-12-23 2014-07-24 Halliburton Energy Services, Inc. Erosion resistant hard composite materials
CN102733758B (zh) * 2012-07-06 2014-11-19 中煤科工集团西安研究院 取芯用孕镶块式金刚石钻头
WO2014088946A1 (fr) 2012-12-03 2014-06-12 Ulterra Drilling Technologies, L.P. Outil de forage de terre présentant un agencement amélioré d'inclinaisons latérales de dispositif de coupe
US20140353046A1 (en) * 2013-05-28 2014-12-04 Smith International, Inc. Hybrid bit with roller cones near the bit axis
US9376866B2 (en) 2013-08-23 2016-06-28 Varel International Ind., L.P. Hybrid rotary cone drill bit
US20150233187A1 (en) * 2013-08-23 2015-08-20 Varel International Ind., L.P. Frac plug mill bit
US10570665B2 (en) * 2014-02-20 2020-02-25 Ulterra Drilling Technologies L.P. Drill bit
MX2016015278A (es) 2014-05-23 2017-03-03 Baker Hughes Inc Broca hibrida con elementos de cono de rodillo unidos mecanicamente.
WO2015195817A1 (fr) 2014-06-18 2015-12-23 Ulterra Drilling Technologies, L.P. Trépan de forage
US11428050B2 (en) 2014-10-20 2022-08-30 Baker Hughes Holdings Llc Reverse circulation hybrid bit
US10472896B2 (en) * 2014-11-19 2019-11-12 Esco Group Llc Downhole tool and method of manufacturing a tool
WO2017014730A1 (fr) 2015-07-17 2017-01-26 Halliburton Energy Services, Inc. Trépan hybride à éléments de coupe à contre-rotation au centre
CN105971519A (zh) * 2016-06-29 2016-09-28 四川川庆石油钻采科技有限公司 一种屋脊式孕镶金刚石钻头
US11480016B2 (en) 2018-11-12 2022-10-25 Ulterra Drilling Technologies, L.P. Drill bit
US11008814B2 (en) 2018-11-12 2021-05-18 Ulterra Drilling Technologies, Lp Drill bit

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR1330147A (fr) * 1961-12-26 1963-06-21 Inst Francais Du Petrole Perfectionnement aux outils de forage
US4858706A (en) * 1987-09-15 1989-08-22 Lebourgh Maurice P Diamond drill bit with hemispherically shaped diamond inserts

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4525178A (en) * 1984-04-16 1985-06-25 Megadiamond Industries, Inc. Composite polycrystalline diamond
US4991670A (en) * 1984-07-19 1991-02-12 Reed Tool Company, Ltd. Rotary drill bit for use in drilling holes in subsurface earth formations
US4943488A (en) * 1986-10-20 1990-07-24 Norton Company Low pressure bonding of PCD bodies and method for drill bits and the like
GB2234542B (en) * 1989-08-04 1993-03-31 Reed Tool Co Improvements in or relating to cutting elements for rotary drill bits
US5099929A (en) * 1990-05-04 1992-03-31 Dresser Industries, Inc. Unbalanced PDC drill bit with right hand walk tendencies, and method of drilling right hand bore holes

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR1330147A (fr) * 1961-12-26 1963-06-21 Inst Francais Du Petrole Perfectionnement aux outils de forage
US4858706A (en) * 1987-09-15 1989-08-22 Lebourgh Maurice P Diamond drill bit with hemispherically shaped diamond inserts

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2006104885A3 (fr) * 2005-03-25 2007-07-19 Baker Hughes Inc Queue de trepan rotatif, trepans rotatifs possedant cette queue et leurs procedes de fabrication
US7472764B2 (en) 2005-03-25 2009-01-06 Baker Hughes Incorporated Rotary drill bit shank, rotary drill bits so equipped, and methods of manufacture
US7594454B2 (en) 2005-03-25 2009-09-29 Baker Hughes Incorporated Methods of fabricating rotary drill bits
US7600589B2 (en) 2005-03-25 2009-10-13 Baker Hughes Incorporated Rotary drill bits
US7861806B2 (en) 2005-03-25 2011-01-04 Baker Hughes Incorporated Shank structure for rotary drill bits

Also Published As

Publication number Publication date
NO326453B1 (no) 2008-12-08
CA2274918C (fr) 2006-05-09
BE1010802A3 (fr) 1999-02-02
DE69720035D1 (de) 2003-04-24
DE69720035T2 (de) 2004-04-01
NO992906L (no) 1999-08-13
EP0944764A1 (fr) 1999-09-29
NO992906D0 (no) 1999-06-14
CA2274918A1 (fr) 1998-06-25
EP0944764B1 (fr) 2003-03-19
US6296069B1 (en) 2001-10-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
BE1010802A3 (fr) Tete de forage.
EP0944765B1 (fr) Outil de forage et/ou de carottage
BE1014915A5 (fr) Structure de forage de formations souterraines.
BE1012924A5 (fr) Perfectionnements aux tetes de forage ou concernant celles-ci.
BE1000489A3 (fr) Outil de forage rotatif.
BE1012649A5 (fr) Element de coupe superabrasif avec chanfrein plan supporte par un contrefort et trepans de forage equipes d'un tel element.
BE1014519A5 (fr) Tete de forage et son procede d'utilisation.
BE1015202A5 (fr) Structure de forage, procede de forage avec celle-ci et procede de conception de la structure.
BE1014339A6 (fr) Trepan comportant des patins de calibre selectivement agressifs.
BE1014239A5 (fr) Substrat a deux qualites de carbure pour elements de coupe d'un trepan de forage de terre, trepans de forage equipes d'un tel substrat et procedes correspondants.
BE1016760A3 (fr) Trepans rotatifs comprenant au moins un element s'etendant de maniere sensiblement helicoidale, leurs procedes de fonctionnement et conception.
BE1015740A3 (fr)
BE1016271A3 (fr) Trepan et son procede de fabrication.
BE1016273A3 (fr) Procede de forage de formations souterraines.
BE1012648A5 (fr) Elements de coupe superabrasifs a structure alignee par rapport a la charge.
BE1012193A3 (fr) Trepan de forage souterrain fabrique a partir de composants principaux formes separement.
FR2495216A1 (fr) Trepan de forage
BE1010517A5 (fr) Structure de coupe diamantee destinee au forage de formations souterraines dures.
US20140318873A1 (en) Rotatable cutting elements and related earth-boring tools and methods
BE1013524A5 (fr) Trepan a dents en acier comportant une couche de rechargement tres epaisse.
FR2632353A1 (fr) Outil pour machine d'abattage minier comportant une piece abrasive diamantee
FR2915232A1 (fr) Trepan pour le forage d'un puits et procede de forage associe.
EP1856368A1 (fr) Trepan a structure de coupe fixe
FR2752597A1 (fr) Trepan perfectionne de forage du sol
EP0599954B1 (fr) Couronne de carottier

Legal Events

Date Code Title Description
AK Designated states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): CA NO RU US

AL Designated countries for regional patents

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AT BE CH DE DK ES FI FR GB GR IE IT LU MC NL PT SE

DFPE Request for preliminary examination filed prior to expiration of 19th month from priority date (pct application filed before 20040101)
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application
ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2274918

Country of ref document: CA

Kind code of ref document: A

Ref document number: 2274918

Country of ref document: CA

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 1997949845

Country of ref document: EP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 09319559

Country of ref document: US

WWP Wipo information: published in national office

Ref document number: 1997949845

Country of ref document: EP

WWG Wipo information: grant in national office

Ref document number: 1997949845

Country of ref document: EP