NO333751B1 - Borkrone - Google Patents

Borkrone Download PDF

Info

Publication number
NO333751B1
NO333751B1 NO20055409A NO20055409A NO333751B1 NO 333751 B1 NO333751 B1 NO 333751B1 NO 20055409 A NO20055409 A NO 20055409A NO 20055409 A NO20055409 A NO 20055409A NO 333751 B1 NO333751 B1 NO 333751B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
drill bit
impactors
nozzle
solid material
formation
Prior art date
Application number
NO20055409A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20055409L (no
NO20055409D0 (no
Inventor
Gordon A Tibbitts
Harry B Curlett
Nathan J Harder
Paul O Padgett
Samuel R Curlett
Original Assignee
Particle Drilling Technologics 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 Particle Drilling Technologics Inc filed Critical Particle Drilling Technologics Inc
Publication of NO20055409L publication Critical patent/NO20055409L/no
Publication of NO20055409D0 publication Critical patent/NO20055409D0/no
Publication of NO333751B1 publication Critical patent/NO333751B1/no

Links

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
    • E21B10/60Drill bits characterised by conduits or nozzles for drilling fluids
    • E21B10/602Drill bits characterised by conduits or nozzles for drilling fluids the bit being a rotary drag type bit with blades
    • 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
    • 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
    • E21B7/00Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/16Applying separate balls or pellets by the pressure of the drill, so-called shot-drilling

Landscapes

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

Abstract

En borkrone (10) for å bore et brønnhull (26) ved å bruke impaktorer av fast materiale, omfattende en dyse (200) og et hulrom (205) for å akselerere hastigheten av impaktorene av det faste materiale og rette strømmen av impaktorer av fast materiale gjennom dysen. Borkronen kan også omfatte avfallsslisser (204A) for returstrømmen av borefluid og impaktorer av fast materiale.

Description

Det finnes mange variabler som må vurderes for sikre konstruksjonen av en anvendelig borkrone ved bruk i skjæresystemer og fremgangsmåte for boring av et brønnhull eller skjæring av formasjoner for konstruksjonen av runeller eller andre undergrunnsutgravinger. Mange variabler som for eksempel formasjonshardhet, slipevirkning, boretrykk og formasjonselastiske egenskaper påvirker effektiviteten av en borekrone ved boring av et brønnhull. I tillegg kan formasjonshardhet og tilsvarende grad av borevanskelighet ved boring av brønnhull øke eksponentialt som funksjon av den økte dybde. Raten som borkronen gjennomtrenger formasjonen ved, vil typisk avta med hardere og vanskeligere formasjonsmaterialer og formasjonsdybde.
Når formasjonen er relativt myk som med leireskifer, vil materialet fjernet av borkronen ha en tendens til å avleire seg på borkronens tenner. Oppbygning av denne avleirede formasjonen av borkronen kalles typisk "bit balling" og reduserer dybden som borkronens tenner kan trenge gjennom i bunnflaten av brønnhullet for derved å redusere borkronens effektivitet. Partikler av en skiferformasjon vil gjerne forsøke å bygge seg opp igjen på bunnflaten av borehullet. Oppbygningen av en formasjon tilbake på bunnflaten av borehullet kalles typisk "bottom balling". "Bottom balling" hindrer tennene på borkronen i å gripe ny formasjon og sprer gravingen for en tann av et større område, noe som derved også reduserer borkronens effektivitet. I tillegg vil boreslammet med større tetthet som kreves for å opprettholde brønnhullets stabilitet eller brønnhullets trykkontroll forverre "bit balling" og "bottom balling" problemer.
Når borkronen griper en formasjon av hardere fjell, vil borkronens tenner presse mot formasjonen og fortette et lite område under tennene for å forårsake en sprekk i formasjonen. Når formasjonen porøsitet faller sammen eller fortettes i en hard kjøleformasjon under en tann, vil vanlige borkronedyser sprøyte borefluid for å fjerne det knuste materialet fra under borkronen. Som resultat blir det etterlatt en pute eller fortetningspute av fortettet materiale etterlatt på bunnflaten fra en nåværende borkrone. Hvis fortetningsputen etterlates på bunnflaten vil kraften fra en tann av borkronen fordeles over et område og redusere effektiviteten av borkronen.
Det finnes generelt to hovedkategorier av moderne borkroner som har blitt utviklet over tid. Disse er borkroner med fast skjæreblad og borkroner med rullende konuser. Andre kategorier av boring omfatter slagboring og slamhammere. Imidlertid er disse fremgangsmåtene ikke brukt i like stor utstrekning som borkroner med faste skjæreblader og rullende konus. Innenfor disse to primærkategorier (faste skjæreblader og rullende konus) er det mange variasjoner som hver er konstruert for å bore en formasjon med en rekke formasjonsegenskaper.
Borkroner med fast skjæreblad og borkroner med rullende konus utgjør generelt det meste av de borkroner som brukes for boring av olje- og gassemner rundt omkring i verden. Når en typisk kronetann fra en rullekonus presser på en svært hard og dyp formasjon, kan tannspissen bare trenge inn i fjellet et lite stykke og i det minste delvis og plastisk "bearbeide" steinoverflaten. Under konvensjonelle boreteknikker kan en slik bearbeiding av fjelloverflaten føre til fortetning som nevnt ovenfor, i harde fjellformasjoner.
I dokumentet US 4534427 A beskrives en anordning og en fremgangsmåte for boring i en formasjon, med en roterende borkrone som har en flere fluidstråledyser og et stasjonært borhodehus dreiemoment genererende anordning og en roterende montering som holder den roterende borkronen under og roterbart forhold til borhodet. Momentet for den roterende borkronen er tilveiebrakt av en drivmekanisme i det stasjonære borhodet som drives av trykkfluid eller en elektrisk motor som helt eliminerer behovet for et borerør. En slurry eller skum dannet fra borefluidet og abrasive forsyninger ved overflaten tilføres dysene separat fra det trykksatte fluid som brukes til å danne de abrasive innbefattende fluiddysene. Det trykksatte fluidet kan forsynes til borhodet ved hjelp av kveilede slanger eller rør, og dermed fjernes behovet for en søylekonstruksjon. Skyvekraften som kreves av den roterende borkrone leveres av vekten av borkronen, borhodet og slanger.
I dokumentet US 5862871 A beskrives en borkrone som innbefatter et hus og roller koner som har et høyhastighetsfluidstråleerosjonssystem. Høyhastighetsjetstrømmer er rettet mot overflaten som skal eroderes. Jetstrømmene er utviklet fra en dobbel utløpsdyse tilpasset til å danne en første, virvlende væskejet og en andre, aksial væskejet i kombinasjon.
Med borkroner av rullekonustypen, finnes der et forhold mellom antallet tenner som kan slå mot formasjonen og borkronens omdreiningshastighet. En beskrivelse av dette forhold og en fremgangsmåte for å forbedre boreteknikken er beskrevet i US patentskrift 6 386 300. I dette patentet beskrives bruk av impaktorer av fastmaterialet innført i borefluidet og som pumpes gjennom en borestreng og borkronen for å kontakte fjellformasjonen for en borkrone. Den kinetiske energi for impaktorene som forlater borkronen gis av følgende likning: Ek = lA masse (hastighet)<2>. Massen og/eller hastigheten av impaktorene velges for å tilfredsstille masse/hastighetsforholdet for strukturelt å endre fj ellformasj onen.
Oppfinnelsen angår en fremgangsmåte for å bore et brønnhull som angitt i krav 1, og en borkrone for boring av et brønnhull som angitt i krav 7. Oppfinnelsen skal beskrives nærmere i det følgende under henvisning til tegningene, hvor figur 1 er et riss fra siden av et boresystem som bruker en første utførelse av en borkrone, figur 2 er et topplanriss av bunnflaten av et brønnhull formet av borkronen på figur 1, figur 3 er et enderiss av borkronen på figur 1, figur 4 er et forstørret enderiss av borkronen på figur 3, figur 5 er et perspektivriss av borkronen på figur 1, figur 6 er et perspektivriss av borkronen på figur 1 som viser en bryter og avfallsslisse av en borkrone, figur 7 er et sideriss av borkronen på figur 1 og viser en strøm av en impaktor av fast materiale, figur 8 er et toppriss av borkronen på figur 1 som viser side- og midt-hulrom, figur 9 er et kantet toppriss av borkronen på figur 8, figur 10 er et avskåret riss av borkronen på figur 1 grepet i et brønnhull, figur 11 er et skjematisk riss av dysenes orientering i en andre utførelse av borkronen, figur 12 er et sideriss i snitt av fjellformasjonen frembrakt av borkronen på figur 1 og vist skjematisk borkronen på figur 1 deri, figur 13 er et sideriss av fjellformasjonen frembrakt av borkronen på figur 1 vist skjematisk som borkronen på figur 1 innsatt deri, figur 14 er et perspektivriss av en alternativ utførelse av en borkrone, figur 15 er et perspektivriss av borkronen på figur 14, og figur 16 viser et enderiss av borkronen på figur 14.
På tegningene og beskrivelsene har like deler gjennomgående fått samme respektive referansenummer. Tegningene er ikke nødvendigvis gale. Enkelte trekk ved oppfinnelsen kan vises overdrevet i skala eller i en skjematisk form av enkelte detaljer av konvensjonelle elementer vil ikke være vist for tydelighets skyld. Oppfinnelsen kan utføres i forskjellige former. Spesifikke utførelser er beskrevet i detalj som vist på tegningene under den forståelse at beskrivelsen skal anvendes som eksempler på oppfinnelsens prinsipper og ikke er ment å begrense oppfinnelsen til de viste utførelser. Det vil fremgå at de forskjellige beskrivelser av utførelsene nedenfor kan brukes hver for seg eller i en passende kombinasjon for å produsere de ønskede resultater. De forskjellige egenskapene nevnt ovenfor, samt alle trekk og karakteristikker beskrevet nedenfor, vil fremgå for en fagmann eller en som har studert den etterfølgende beskrivelse av utførelsene og under henvisning til de vedlagte tegninger.
Figur 1 viser en første utførelse av borkronen 10 ved bunnen av brønnhullet 20 og er festet til en borestreng 30. Borkronen 10 virker på bunnflaten 22 av brønnhullet 20. Borestrengen 30 har en midtre passasje 32 som leverer borefluid 40 til borkronen 10. Borkronen 10 bruker borefluider 40 og impaktorer av fast materiale som virker på bunnflaten 22 av brønnhullet 20. Impaktorene for fast materiale reduserer "bit balling" og "bunn balling" ved å kontakt bunnflaten 22 av brønnhullet 20 med impaktorene for fast materiale. Impaktorene kan brukes for enhver type kontakt med bunnflaten 22 av brønnhullet 20 enten for abrasjonsboring, slagboring eller annen boring som bruker impaktorer av fast materiale. Borefluidene 40 som er blitt brukt av borkronen 10 på bunnflaten 22 av brønnhullet 20 forlater brønnhullet ned gjennom et rundringrom 24 mellom borestrengens 30 og innerveggen 26 av brønnhullet 20. Partikler av bunnflaten 22 fjernet av borkronen 10 forlater brønnhullet 20 via borefluidet 40 gjennom brønnringrommet 24. Borkronen 10 frembringer en fjellring 42 i bunnflaten 22 av brønnhullet 20.
På figur 2 er et øvre riss av fjellringen 42 dannet av borkronen 10, vist. Et indre hulrom 44 er slitt vekk av den indre del av borkronen 10 og det ytre hulrom 46 og innerveggen 26 av borehullet 20 slites vekk av en ytre del av borkronen 10. Fjellringen 42 har en periferistyrke som holder fjellringen 42 sammen og hindrer brudd. Periferieringen hindrer styrken av fjellringen 42 typisk mye mindre enn styrken av bunnflaten 22, eller innerveggen 26 av brønnhullet 20 og gjør derved boring av bunnflaten 22 mindre krevende på borkronen 10. Ved å tilføre en sammentrykkende last og sidelast, vist ved pilene 41, mot fjellringen 42, vil borkronen 10 få fjellringen 42 til å brytes. Borefluid 40 vasker så reststykket av fjellringen 42 tilbake opp til overflaten gjennom brønnringrommet 24.
På figur 2 er mekaniske skjærere som brukes på mange av overflatene av borkronen 10, være av enhver type av fremspring eller overflater som brukes for å slipe fjellformasjonen ved kontakt av de mekaniske skjærere av fjellformasjonen. De mekaniske skjærere kan være polykrystallinsk diamantbelagt (PDC), eller et annet egnet materiale for mekanisk skjærere, for eksempel wolfram karbidskjærere. De mekaniske skjærere kan ha mange forskjellige former, for eksempel halvkuleformet, konusformet osv. Flere størrelser av mekaniske skjærere er også tilgjengelige, avhengig av størrelse av kronen som brukes og hardheten av fjellformasjonen som skjæres.
På figur 3 er et enderiss av borkronen 10 på figur lvist. Borkronen 10 omfatter to sidedyser 200A, 200B og en midtdyse 202. Side- og midtdysene 200A, 200B, 202 tømmer borefluid og impaktorer av fast materiale (ikke vist) inn i fjellformasjonen eller en annen overflate som graves ut. Impaktorene for fast materiale kan omfatte stålkutt som varierer i diameter fra 0,010 til omtrent 0,5 tommer. Imidlertid kan forskjellige diametre og materialer, for eksempel keramikk osv. brukes i kombinasjon med borkronen 10. Impaktorene for fast materiale kontakter bunnflaten 22 av brønnhullet 20 og sirkuleres gjennom ringrommet 24 til overflaten. Impaktorene av fastmaterialet kan også utgjøre en passende andel av borefluidet for boring gjennom en bestemt formasjon.
På figur 3 er midtdysen 202 anbrakt i den midtre del 203 av borkronen 10. Den midtre dyse 202 kan være vinklet i forhold til en langsgående akse av borkronen 10 for å frembringe et indre hulrom 44 og også for de tilbakeslående impaktorer for å få fast materiale til å strømme inn i hovedavfallsdysen 204A. Sidedysen 200A andbrakt på en sidearm 214A av borkronen 10 kan også orienteres, slik at impaktorene for fast materiale kontakter bunnflaten 22 av brønnhullet 20 og deretter returnerer til hovedavfallsslissene 204A. Den andre sidedyse 200B er anbrakt på en andre sidearm 214B. Den andre sidedyse 200B kan være orientert slik at impaktorene for fast materiale kontakter bunnflaten 22 av brønnhullet 20 og deretter returnerer til en mindre avfallsslisse 204B. Orienteringen av sidedysene 200A, 200B kan brukes for å gjøre det lettere å bores i det store, ytre hulrom 46. Sidedysene 200A, 200B kan orienteres for å skjære forskjellige deler av bunnflaten 22. For eksempel kan sidedysen 200B være vinklet for å skjære ytterdelen av det utvendige hulrom 46 av sidedysen 200A vinklet for å skjære den innvendige del av det ytre hulrom 46. Den store og mindre avfallsslisse 204A, 204B lar impaktorer av fast materiale, borkaks og borefluid 40 strømme opp gjennom brønnringrommet 24 tilbake til overflaten. De store og mindre avfallslisser 204A, 204B er orientert for at impaktorer av fast materiale og borkaks fritt kan strømme fra bunnflaten 22 til ringrommet 24.
Som beskrevet tidligere kan borkronen 10 også omfatte mekaniske skjærere og måleskjærere. Forskjellige mekaniske skjærere er vist langs overflaten av borkronen 10. Halvrunde PDC-skjærere er anbrakt langs bunnflaten og sideveggene 210 av borkronen 10. Disse halvrunde skjærere langs bunnflaten brekker ned de store delene av fjellringen 42 og sliper også bunnflaten 22 av brønnhullet 20. En annen type mekanisk skjærer langs sidearmen av 214A, 214B er måleskjærere 230. Måleskjærerne 230 danner den endelige diameter av brønnhullet 20. Måleskjærerne 230 skjærer en liten del av brønnhullet 20 som ikke fjernes på annen måte. Målebærendeoverflater 206 er spredt gjennom sideveggene 210 av borkronen 10. Målebærerflatene 206 rir i brønnhullet 20 som allerede er skåret av måleskjærerne 230. Målebæreflatene 206 kan også stabiliseres på borkronen 10 i brønnhullet 20 og hjelpe til å hindre vibrasjon.
På figur 3 omfatter den midtre del 203 en bruddflate anbrakt nær midtre dyse 202 som omfatter mekaniske skjærere 208 for å laste fjellringen 42. Den mekaniske skjærne 208 kan omfatte PDC-skjærere og andre passende, mekaniske skjærere. Bryteflaten er en konisk overflate som frembringer de sammentrykkende og sidelaster for å bryte fjellringen 42. Brytflaten og de mekaniske skjærere 208 tilfører kraft mot den indre grense av fjellringen 42 og bryterfjellringen 42. Etter frakturering blir stykkene av fjellringen 42 sirkulert til overflaten gjennom den store og mindre avfallsslisse 204A, 204B.
På figur 4 er et forstørret enderiss av borkronen 10 vist. Som vist tidligere på figur 4 er målebæreflatene 206 og de mekaniske skjærere 208 fordelt på yttersideveggene 210 av borkronen 10. Mekaniske skjærere 208 langs sideveggene 210 kan også hjelpe til å stabilisere borkronen 10 og også tilføre funksjonen til målebæreflatene 206, om disse svikter. De mekaniske skjærere 208 er orientert i forskjellige retninger for å redusere slitasjer målebærerflaten 206 og også opprettholde den riktige diameter av brønnhullet 10. Som nevnt med de mekaniske skjærere 208 av bryteflaten, bryter impaktorene for fast materiale bunnflaten 22 av brønnhullet 20 og som sådan fjerner de mekaniske skjærere 208 restkanter av fjell og hjelper til å skjære bunnhullet. Imidlertid borkronen 10 nødvendigvis å omfatte mekaniske skjærere 208 på sideveggen 210 av borkronen 10.
På figur 5 er det vist et sideriss av borkronen 10. Figur 5 viser måleskjærerne 230 langs sidearmene 214A, 214B av kronen 10. Måleskjæreren 230 er orientert slik at en skjæreplate av måleskjæreren 230 kontakter innerveggen 26 av brønnhullet 20. Måleskjærerne 230 kan kontakte innerveggen 26 av brønnhullet ved en passende tilbakeskraping, for eksempel en tilbakeskrapning av 15° til 45°. Typisk skraper ytterkanten av skjæreflaten langs innerveggen 26 for å danne diameteren av brønnhullet 20.
På figur 5 er en sidedyse 200A anbrakt på den innvendige del av sidearmen 214A og den andre sidedyse 200B er anbrakt på en ytterdel av den motstående sidearm 214B. Selv om sidedysene 200A, 200B er vist anbrakt på separate sidearmer 214A, 214B av borkronen 10, kan sidedysene 200A, 200B også anbringes på samme side av 214A eller 214B. Det kan også være en sidedyse 200A eller 200B. Det kan også være en side av 214A eller 214B.
Hver sidearm 214A, 214B passer i det utvendige hulrom 46 formet av sidedysene 200A, 200B og de mekaniske skjærerne 208 for flaten 212 av hver sidearm 214A, 214B. Impaktorene for fast materialer fra en sidedyse 200A springer tilbake fra fjellformasjonen og går sammen med borefluidet og borekaksstrømmen til den store avfallsslisse 204A og opp gjennom ringrommet 24. Strømmen av impaktorer viser med pilene 205 fra midtdysen 202 springer tilbake fra formasjonen og opp gjennom den store avfallsslisse 204A.
På figur 6 og 7 er den lille avfallsslisse 204B, bryteflaten og den andre sidedyse 200B et stor detalj. Bryteflaten er kronisk formet og avskråner mot den midtre dyse 202. Den andre sidedyse 200B er innrettet i vinkel for at ytterdelen av det utvendige hulrom 46 kan kontaktes med impaktorenes fastmateriale. Impaktorene sender deretter tilbake opp gjennom den lille avfallsdyse 204B vist av pilene 205, sammen med eventuelt borkaks og borefluid 40.
På figur 8 og 9 er det vist riss av borkronen 10. Hver dyse 200A, 200B, 202 mottar borefluid 40 og impaktorer av fast materiale fra et felles plenum som mater separate hulrom 250, 251 og 252. Midthulrommet 250 mater borefluid 40 og impaktorer av fast materiale til midtdysene 202 for å få kontakt med fjellformasjonen. Sidehulrommene 251, 252 er anordnet inne i sidearmene 214A, 214B av borkronen 10. Sidehulrommene 251, 252 tilveiebringer borefluid 40 og impaktorer av fast materiale til sidedysene 200A, 200B for kontakt med fjellformasjonen. Ved å bruke separate hulrom 250, 251, 252 for hver dyse 202, 200A, 200B, kan andelen av impaktorer av fast materiale i borefluidet 40 og hydraulikk trykket levert gjennom dysene 200A, 200B, 202 spesifikt tilpasses for hver dyse 200A, 200B, 202. Fordelingen av impaktoren for fast materiale kan også justeres ved å endre dysediametren av side- og midtdysene 200A, 200B og 202. I andre utførelser er imidlertid andre arrangementer av hulrommene 250, 251, 252 eller bruk av et enkelt hulrom, mulig.
På figur 10 er borkronen 10 vist i inngrep med fjellformasjoen 270. Som tidligere nevnt strømmer impaktorer av fast materiale 272 fra dysene 200A, 200B, 202 og kontakter fjellformasjonen 270 for å frembringe fjellringen 42 mellom sidearmene 214A, 214B av borkronen 10 og midtdysen 202 av borkronen 10. Impaktorene av fast materiale 272 fra midtdysen 202 frembringer innvendige hulrom 44 mens sidedysene 200A, 200B frembringer det utvendige hulrom 46 for å danne yttergrensen av fjellringene 42. Måleskj ærene 230 forfiner det grovere borkakset fra brønnhullet 20 skåret av impaktorene 272 av fast materiale i et borehull 20 med en glattere innervegg 26 av riktig diameter.
På figur 10 strømmer impaktorene 272 av fast materiale fra den første sidedyse 200A mellom ytterflaten av fjellringen 42 og innerveggen 216 for å bevege seg opp gjennom den store avfallsslisse 204A til overflaten. Den andre sidedyse 200B (ikke vist) støter ut impaktoren 272 av fast materiale som slår tilbake mot ytterflaten av fjellringen 72 og til den mindre avfallsslisse 204B (ikke vist). Impaktorene 272 av fast materiale fra sidedysene 200A, 200B kan kontakte ytterflaten av fjellringen 42 og forårsake sliping for ytterligere å senke stabiliteten av fjellringen 42.. Fordypninger 274 rundt brytflaten av borkronen 10 kan tilveiebringe et tomrom slik at de brutte deler av fjellringen 42 kan strømme fra bunnflaten 22 av brønnhullet 20 til den store eller mindre avfallsslisse 204A, 204B.
På figur 11 er det vist et eksempel på orienteringen av dysene 200A, 200B, 202. Midtdysen 202 er anbrakt til venstre for midtlinjen av borkronen 10 og står på skrå i størrelsesorden 20° til venstre for vertikalt. Alternativt kan begge sidedysene 200A, 200B anbringes på samme sidearm 214A av borkronen 10, som vist på figur 11. I denne utførelse er den første sidedyse 200A orientert for å skjære innerdelen av det utvendige hulrom 46 i størrelsesorden omtrent 10° til venstre for vertikalt. Den andre sidedyse 200B er orientert i en vinkel i størrelsesorden omtrent 14° til høyre for vertikalt. Denne bestemte orientering av dysene gjør det mulig å lage et stort innvendig hulrom 44 av midtdysene 202. Sidedysene 200A, 200B frembringer et tilstrekkelig stort utvendig hulrom 46 for at sidearmen 214A, 214B kan passe til det utvendige hulrom 46 uten å bevirke en vesentlig motstand fra uskårete deler av fjellformasjonen 270. Ved å variere orienteringen av midtdysen 202, kan det innvendige hulrom 44 gjøres vesentlig større eller mindre enn det innvendige rom 44 som vist på figur 10. Sidedysene 200A, 200B kan varieres i orientering for å frembringe et større utvendig hulrom 46 for derved å minske størrelsen av fjellringen 42 og øke mengden av mekanisk borkaks som kreves for å bore gjennom bunnflaten 22 av brønnhullet 20. Alternativt kan sidedysene 200A, 200B orienteres for å minske størrelsen av innerveggen 26 kontaktet av impaktorene 272 av faste materialer. Ved å orientere sidedysene 200A, 200B ved for eksempel en vertikal orientering, vil bare en midtre del av det utvendige hulrom 46 kunne skjæres av impaktorene av fast materiale og de mekaniske fjærere vil måtte skjære en større del av innerveggen 26 av brønnhullet 20.
På figur 12 og 13 er det vist sidesnitt av bunnflaten 22 av brønnhullet 20 boret av borkronen 10. Når midtdysen står på skrå i størrelsesorden 20° til venstre for vertikalt og sidedysene 200A, 200B står på skrå i størrelsesorden rundt 10° til venstre for vertikalt og rundt 14° til høyre for vertikalt, blir fjellringen 42 formet. Ved å øke vinkelen av sidedysen 200A, 200B, kan en alternativ fjellring 42 formes og bunnflaten 22 blir skåret som vist på figur 3. Det innvendige hulrom 44 og fjellringen 42 er meget grunnere i forhold til fjellringen 42 på figur 12. Ved å endre formen av bunnflaten 22 og fjellringen 42, vil en større belastning baseres på de målbærende overflater 206, de mekaniske skjærere 208 og måleskjærerne 230.
Selv om borkronen 10 er beskrevet omfattende orienteringen av dyser og mekaniske fjærer, kan orientering av enten dysene, mekaniske fjærer eller begge deler brukes. Borkronen 10 består av en midtre del 203. Borkronen 10 behøver ikke en gang lage fjellringen 42. For eksempel kan borkronen omfatte en enkelt dyse og en enkelt avfallsslisse. Selv om beskrivelsen av borkronen 10 beskriver typer og orienteringer mekaniske skjærere, kan videre mekaniske skjærere formes av andre substanser og forskjellig former.
På figur 14-16 er en borkrone 110 ifølge en andre utførelse, vist. Som tidligere nevnt behøver ikke mekaniske skjærere av for eksempel måleskjærerne 230, mekaniske skjærere 208 og målebæreflatene 206 nødvendigvis brukes i forbindelse med dysene 200A, 200B, 202 for å bore de nødvendige brønnhull 20. Sideveggen 210 av borkronen 110 kan eventuelt blandes med mekanisk skjærere. Sidedysene 200A, 200B og midtdysen 202 er orientert på samme måte som borkronen 10, mens flaten 212 av sidearmene 214A, 214B omfatter vinklede (PDC) 280 som mekaniske skjærere.
På figur 14-16, består hver rekke av PDC 280 på skrå for å fjære et spesifikt område av bunnflaten 22 av brønnhullet 20. En første rekke PDC 280A er orientert for å skjære bunnflaten 22 og også innerveggen 26 av brønnhullet 20 til riktig diameter. Et spor 282 er anbrakt mellom skjæreflatene av PDC 280 og flaten 212 av borkronen 110. Sporene 282 mottar borkaks, borefluid 40 og impaktorer av faste materialer og fører disse mot midtdysen 202 for å strømme gjennom den store og mindre avfallsslisse 204A, 204B mot overflaten. Sporene 282 kan også føre noe avskjær, borefluid 40 og impaktorer av fast materiale mot innerveggen 26 for å bli mottatt av ringrommet 24 og også strømme til overflaten. Hver etterfølgende vegg av PDC 280B 280C kan orienteres i samme eller annen posisjon enn den første rekke av PDC 280A. For eksempel kan etterfølgende rekke av PDC 280B, 280C innrettes for å skjære ytterflaten av fjellringen 42 i motsetning til innerveggen 26 av brønnhullet 20. Sporene 282 på den ene sidearm 214A kan også orienteres for å føre borkaks og borefluid 40 mot midtdysen 202 og deretter til ringrommet 24 via den store avfallsslisse 204A. Den andre sidearm 214B kan ha spor 282 orientert for å føre borekaks og borefluid 40 til innerveggen 26 av brønnhullet 20 og til ringrommet 24 via den store avfallsslisse 204B.
Måleskjærere er ikke nødvendig med borkronen 110. PDC 280 anrettet på flaten 212 av hver sidearm 214A, 214B er tilstrekkelig for å skjære innerveggen 26 til riktig størrelse. Imidlertid kan mekaniske skjærere plasseres gjennom sideveggen 210 av borkronen 10 for ytterligere å forbedre stabiliteten og skjæreevnen av borkronen 10.
Selv om spesifikke utførelser er blitt vist og beskrevet, kan modifikasjoner utføres av en fagmann uten at oppfinnelsens ånd fravikes. De beskrevne utførelser er bare som eksempler og er ikke begrensende. Mange variasjoner og modifikasjoner er mulig og faller innenfor oppfinnelsens omfang. Følgelig er omfanget av beskyttelsen ikke begrenset til de beskrevne utførelser, men bare av kravene som følger, idet omfanget av disse skal omfatte alle ekvivalenter av kravenes gjenstand.

Claims (13)

1. Fremgangsmåte for å bore et brønnhull (20) gjennom en formasjon som fattende: å føre impaktorer av fast materiale inn i en borkrone (10), å akselerere impaktorer av fast materiale når impaktorer av fast materiale strømmer gjennom borkronen (10), og å mate impaktorer av fast materiale fra en sentral dyse (202) og en sidearmdyse (200A, 200B) av borkronen (10); og å kontakte formasjonen med de akselererte impaktorer av fast materiale etter strøm gjennom dysen (200A, 200B, 202),karakterisert vedat den sentrale dyse (202) av sidedysen er orienteres i vinkler i forhold til borkronens (10) langsgående akse slik at impaktorer av fast materiale bringes til å strømme inn i en hovedavfallsslisse 204A etter tilbakespringing fra formasjonen, og orientere sidearmdysen (200A, 200B) i vinkler i forhold til den langsgående akse slik at impaktorer av fast materiale strømmer inn til en mindre avfallsslisse (204B) etter tilbakespringing fra formasjonen.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat den videre omfatter akselerering av impaktorer av fast materiale ved å føre impaktoren av fast materiale gjennom et hulrom (250) i borkronen (10) og ut av senterdysen (202).
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2,karakterisert vedat den videre omfatter: å føre impaktorer av fast materiale gjennom det midtre hulrom (250) i en midtre del (203) av borkronen (10) av ut av en midtre dyse (202); og føre impaktorer av fast materiale gjennom et sidearmhulrom (251, 252) i en sidearm (214A, 214B) av borkronen (10) og ut av en dyse (200A, 200B) i sidearmen.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3,karakterisert vedat den videre omfatter brytning av formasjonen med mekaniske skjærere (208) på borkronen (10).
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4,karakterisert vedat den videre omfatter brytning av formasjonen med mekaniske skjærere (208) på den midtre del (203), sidearmen (214A, 214B) og sideveggen (210) av borkronen (10).
6. Fremgangsmåte ifølge krav 3,karakterisert vedat den videre omfatter: å bryte formasjonen med mekaniske skjærere (208) på sidearmen (214A, 214B), og å føre impaktorer av fast materiale gjennom sporene (282) i sidearmen (214A, 214B) etter å ha forlatt borkronen (10).
7. Borkrone (10) for boring av et brønnhull gjennom en formasjon ved å bruke impaktorer av fast materiale, idet borkronen (10) omfatter: en midtre del omfattende en midtre dyse (202), en sidearm omfattende en sidedyse (200A, 200B),karakterisert vedat den sentrale dyse (202) er orientert i vinkler i forhold til borkronens (10) langsgående akse slik at impaktorer av fast materiale matet fra den sentrale dyse (202) strømmer inn til en hovedavfallsslisse 204A etter tilbakespringing fra formasjonen og ved at sidearmdysen (200A, 200B) er orientert i vinkler i forhold til den langsgående akse av borkronen (10) slik at impaktorer av fast materiale matet fra sidearmdysen (200A, 200B) strømmer inn til en mindre avfallsslisse (204B) etter tilbakespringing fra formasjonen.
8. Borkrone (10) ifølge krav 7, videre omfattende mekaniske skjærere (208) på ytterflaten av borkronen (10).
9. Borkrone (10) ifølge krav 7, videre omfattende en måleskjærer (230).
10. Borkrone (10) ifølge krav 7, videre omfattende: en sidearmdyse (200A, 200B) og et første og andre hulrom (250, 251, 252) for akselerering av hastigheten av impaktorer av fast materiale og å føring av strømmen av impaktorer av fast materiale gjennom nevnte senterdyse (202) og nevnte sidearmdyse (200A, 200B), henholdsvis.
11. Borkrone (10) ifølge krav 7, hvor minst en av den sentrale dyse (202) av sidearmdysen (200A, 200B) er offset fra borkronens langsgående akse.
12. Borkrone (10) ifølge krav 7 videre omfattende: flere enn to dyser (202, 200A, 200B) og flere enn to hulrom (250, 251, 252) for akselerering av hastigheten til impaktorene av fast materiale og føring av strømmen av impaktorer av fast materiale gjennom dysene (202, 200A, 200B); og flere enn avfallsslisser (204A, 204B) for å motta strømmen av impaktorer av fast materiale etter å ha forlatt borkronen.
13. Borkrone (10) ifølge krav 12, hvor minst en av den sentrale dyse (202, 200A, 200B)
NO20055409A 2003-04-16 2005-11-15 Borkrone NO333751B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US46390303P 2003-04-16 2003-04-16
PCT/US2004/011578 WO2004094734A2 (en) 2003-04-16 2004-04-15 Drill bit

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO20055409L NO20055409L (no) 2005-11-15
NO20055409D0 NO20055409D0 (no) 2005-11-15
NO333751B1 true NO333751B1 (no) 2013-09-09

Family

ID=33310838

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20055409A NO333751B1 (no) 2003-04-16 2005-11-15 Borkrone

Country Status (6)

Country Link
US (2) US7258176B2 (no)
EP (1) EP1616071B1 (no)
CA (1) CA2522568C (no)
DE (1) DE602004031205D1 (no)
NO (1) NO333751B1 (no)
WO (1) WO2004094734A2 (no)

Families Citing this family (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7503407B2 (en) 2003-04-16 2009-03-17 Particle Drilling Technologies, Inc. Impact excavation system and method
US7798249B2 (en) 2003-04-16 2010-09-21 Pdti Holdings, Llc Impact excavation system and method with suspension flow control
US20090200080A1 (en) * 2003-04-16 2009-08-13 Tibbitts Gordon A Impact excavation system and method with particle separation
US7343987B2 (en) * 2003-04-16 2008-03-18 Particle Drilling Technologies, Inc. Impact excavation system and method with suspension flow control
US7398839B2 (en) * 2003-04-16 2008-07-15 Particle Drilling Technologies, Inc. Impact excavation system and method with particle trap
US7398838B2 (en) 2003-04-16 2008-07-15 Particle Drilling Technologies, Inc. Impact excavation system and method with two-stage inductor
US7383896B2 (en) * 2003-04-16 2008-06-10 Particle Drilling Technologies, Inc. Impact excavation system and method with particle separation
CA2522568C (en) 2003-04-16 2011-11-08 Particle Drilling, Inc. Drill bit
US7793741B2 (en) 2003-04-16 2010-09-14 Pdti Holdings, Llc Impact excavation system and method with injection system
US8342265B2 (en) 2003-04-16 2013-01-01 Pdti Holdings, Llc Shot blocking using drilling mud
US20080156545A1 (en) * 2003-05-27 2008-07-03 Particle Drilling Technolgies, Inc Method, System, and Apparatus of Cutting Earthen Formations and the like
US7997355B2 (en) 2004-07-22 2011-08-16 Pdti Holdings, Llc Apparatus for injecting impactors into a fluid stream using a screw extruder
WO2008113844A1 (en) * 2007-03-22 2008-09-25 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Distance holder with helical slot
MX2009012259A (es) * 2007-05-16 2010-02-17 Terrawatt Holdings Corp Metodo y sistema para perforacion con chorros de particulas.
US20090038856A1 (en) * 2007-07-03 2009-02-12 Particle Drilling Technologies, Inc. Injection System And Method
WO2009049076A1 (en) 2007-10-09 2009-04-16 Particle Drilling Technologies, Inc. Injection system and method
US7980326B2 (en) * 2007-11-15 2011-07-19 Pdti Holdings, Llc Method and system for controlling force in a down-hole drilling operation
WO2009099945A2 (en) 2008-02-01 2009-08-13 Particle Drilling Technologies, Inc. Methods of using a particle impact drilling system for removing near-borehole damage, milling objects in a wellbore, under reaming, coring, perforating, assisting annular flow, and associated methods
US20100155063A1 (en) * 2008-12-23 2010-06-24 Pdti Holdings, Llc Particle Drilling System Having Equivalent Circulating Density
US8485279B2 (en) 2009-04-08 2013-07-16 Pdti Holdings, Llc Impactor excavation system having a drill bit discharging in a cross-over pattern
US8925653B2 (en) * 2011-02-28 2015-01-06 TD Tools, Inc. Apparatus and method for high pressure abrasive fluid injection
CN107905732B (zh) * 2017-12-18 2024-03-29 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 一种粒子冲击钻井用三牙轮钻头
FR3118781B1 (fr) * 2021-01-11 2023-01-13 Association Pour La Rech Et Le Developpement Des Methodes Et Processus Industriels Armines Méthode de forage profond et ensemble de forage

Family Cites Families (122)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3123159A (en) 1964-03-03 Jet underreaming
US2626779A (en) 1949-12-16 1953-01-27 Arthur L Armentrout Method of recovering lost circulation occurring in production strata in wells
US2809013A (en) * 1952-01-29 1957-10-08 Exxon Research Engineering Co Apparatus for maintaining constant weight on a well tool
US2727727A (en) * 1952-01-29 1955-12-20 Exxon Research Engineering Co Combination pellet impact drilling and rotary shot drilling
US2724574A (en) 1952-01-29 1955-11-22 Exxon Research Engineering Co Hydraulic standoff control for pellet impact drilling
US2807442A (en) 1952-01-29 1957-09-24 Exxon Research Engineering Co Momentum pellet impact drilling apparatus
US2761651A (en) 1952-03-06 1956-09-04 Exxon Research Engineering Co Apparatus for cyclic pellet impact drilling
US2728557A (en) 1953-07-15 1955-12-27 Exxon Research Engineering Co Controlling off-bottom position of pellet impact drill
US2771141A (en) 1953-09-03 1956-11-20 Gem Oil Tool Company Inc Jet wall cleaner
US2841365A (en) 1953-10-27 1958-07-01 Exxon Research Engineering Co Pellet recycle control in pellet impact drilling
US2815931A (en) 1954-04-01 1957-12-10 Exxon Research Engineering Co Pellet retention method and apparatus for pellet impact drilling
US2779571A (en) * 1954-04-09 1957-01-29 Exxon Research Engineering Co Pellet impact drill bit with controlled pellet return
US2868509A (en) * 1956-06-07 1959-01-13 Jersey Prod Res Co Pellet impact drilling apparatus
US2954122A (en) 1957-06-17 1960-09-27 Petroleum Res Corp Method and apparatus for separating materials
US3001652A (en) 1958-10-24 1961-09-26 Fossil Fuels Inc Apparatus for feeding finely divided solids
US3084752A (en) 1958-12-22 1963-04-09 Tiraspolsky Wladimir Drill bit tool for well drilling
US3112800A (en) 1959-08-28 1963-12-03 Phillips Petroleum Co Method of drilling with high velocity jet cutter rock bit
US3055442A (en) * 1960-11-04 1962-09-25 Walter N Prince Drill
US3093420A (en) 1961-09-08 1963-06-11 Fossil Fuels Inc Apparatus for feeding finely divided solids
US3132852A (en) 1962-05-29 1964-05-12 Samuel H Dolbear Method for mining soluble mineral substances
US3385386A (en) 1963-09-24 1968-05-28 Gulf Research Development Co Hydraulic jet drill bit
US3374341A (en) 1963-11-26 1968-03-19 Union Oil Co Method for controlling pressure differential resulting from fluid friction forces in well-drilling operations
US3322214A (en) 1963-12-26 1967-05-30 Phillips Petroleum Co Drilling method and apparatus
US3380475A (en) 1965-06-24 1968-04-30 O B Armstrong & Son Gate valve
US3416614A (en) 1965-12-27 1968-12-17 Gulf Research Development Co Hydraulic jet drilling method using ferrous abrasives
US3389759A (en) 1966-11-16 1968-06-25 Gulf Research Development Co Retrievable piston advance jet bits
US3424255A (en) 1966-11-16 1969-01-28 Gulf Research Development Co Continuous coring jet bit
US3542142A (en) 1968-09-27 1970-11-24 Gulf Research Development Co Method of drilling and drill bit therefor
US3469642A (en) 1968-10-15 1969-09-30 Gulf Research Development Co Hydraulic drilling bit and nozzle
US3560053A (en) 1968-11-19 1971-02-02 Exxon Production Research Co High pressure pumping system
US3548959A (en) 1969-07-10 1970-12-22 Gulf Research Development Co Relief-type jet bits
US3576221A (en) 1969-07-25 1971-04-27 Gulf Research Development Co High-density drilling liquid for hydraulic jet drilling
US3645346A (en) * 1970-04-29 1972-02-29 Exxon Production Research Co Erosion drilling
US3688852A (en) * 1970-08-24 1972-09-05 Gulf Research Development Co Spiral coil nozzle holder
US3688859A (en) 1970-10-08 1972-09-05 Fma Inc Vehicular air compression system
US3688853A (en) * 1971-03-01 1972-09-05 William C Maurer Method and apparatus for replacing nozzles in erosion bits
US3745346A (en) 1971-06-01 1973-07-10 Dresser Ind Circuit for reducing pulse pile-up in pulse direction systems by converting a random pulse train to that of fixed frequency
US3704966A (en) 1971-09-13 1972-12-05 Us Navy Method and apparatus for rock excavation
JPS5021765B2 (no) 1972-06-15 1975-07-25
US3831753A (en) 1972-12-18 1974-08-27 Gulf Research Development Co Slotted in-line screen
US3852200A (en) 1973-02-08 1974-12-03 Gulf Research Development Co Drilling liquid containing microcrystalline cellulose
US3838742A (en) * 1973-08-20 1974-10-01 Gulf Research Development Co Drill bit for abrasive jet drilling
US3924698A (en) 1974-04-08 1975-12-09 Gulf Research Development Co Drill bit and method of drilling
SE422967B (sv) 1975-09-19 1982-04-05 Atlas Copco Ab Sett och anordning for brytning av ett fast material
US4059166A (en) 1976-07-12 1977-11-22 Fmc Corporation Subterranean drilling and slurry mining
US4042048A (en) 1976-10-22 1977-08-16 Willie Carl Schwabe Drilling technique
US4266621A (en) 1977-06-22 1981-05-12 Christensen, Inc. Well casing window mill
DE2814165C2 (de) * 1978-04-01 1980-04-30 Bochumer Eisenhuette Heintzmann Gmbh & Co, 4630 Bochum Hochdruckwasserdüse
US4391339A (en) 1978-08-04 1983-07-05 Hydronautics, Incorporated Cavitating liquid jet assisted drill bit and method for deep-hole drilling
US4304609A (en) 1980-02-28 1981-12-08 Morris James B N Drill cuttings treatment apparatus and method
US4361193A (en) 1980-11-28 1982-11-30 Mobil Oil Corporation Method and arrangement for improving cuttings removal and reducing differential pressure sticking of drill strings in wellbores
US4474251A (en) * 1980-12-12 1984-10-02 Hydronautics, Incorporated Enhancing liquid jet erosion
US4476027A (en) 1980-12-31 1984-10-09 Alvin Samuels Use of magnetic separation in scavenging hydrogen sulfide
US4414592A (en) * 1981-05-01 1983-11-08 Iomega Corporation Support for stabilizing the movement of a magnetic medium over a magnetic head
US4444277A (en) 1981-09-23 1984-04-24 Lewis H Roger Apparatus and method for conditioning oil well drilling fluid
JPS5891452U (ja) 1981-12-16 1983-06-21 稲葉 栄子 磁石濾過筒
US4490078A (en) 1982-06-17 1984-12-25 Armstrong A L Gravel injection apparatus
US4492276A (en) 1982-11-17 1985-01-08 Shell Oil Company Down-hole drilling motor and method for directional drilling of boreholes
US4497598A (en) 1982-11-19 1985-02-05 Chevron Research Company Method and apparatus for controlled rate feeding of fluidized solids
US4534427A (en) * 1983-07-25 1985-08-13 Wang Fun Den Abrasive containing fluid jet drilling apparatus and process
US4699548A (en) 1983-12-19 1987-10-13 Howden Environmental Systems, Inc. Slurry conveying system
US4624327A (en) 1984-10-16 1986-11-25 Flowdril Corporation Method for combined jet and mechanical drilling
EP0192016B1 (en) * 1985-02-19 1988-12-28 Strata Bit Corporation Rotary drill bit
US4627502A (en) 1985-07-18 1986-12-09 Dismukes Newton B Liquid-filled collar for tool string
ZA872710B (en) 1986-04-18 1987-10-05 Wade Oakes Dickinson Ben Iii Hydraulic drilling apparatus and method
US4768709A (en) 1986-10-29 1988-09-06 Fluidyne Corporation Process and apparatus for generating particulate containing fluid jets
US4809791A (en) 1988-02-08 1989-03-07 The University Of Southwestern Louisiana Removal of rock cuttings while drilling utilizing an automatically adjustable shaker system
US4825963A (en) 1988-07-11 1989-05-02 Ruhle James L High-pressure waterjet/abrasive particle-jet coring method and apparatus
US5291957A (en) 1990-09-04 1994-03-08 Ccore Technology And Licensing, Ltd. Method and apparatus for jet cutting
US5542486A (en) 1990-09-04 1996-08-06 Ccore Technology & Licensing Limited Method of and apparatus for single plenum jet cutting
US5199512A (en) 1990-09-04 1993-04-06 Ccore Technology And Licensing, Ltd. Method of an apparatus for jet cutting
US5355967A (en) 1992-10-30 1994-10-18 Union Oil Company Of California Underbalance jet pump drilling method
US6345672B1 (en) 1994-02-17 2002-02-12 Gary Dietzen Method and apparatus for handling and disposal of oil and gas well drill cuttings
US5421420A (en) 1994-06-07 1995-06-06 Schlumberger Technology Corporation Downhole weight-on-bit control for directional drilling
GB9517378D0 (en) 1995-08-24 1995-10-25 Sofitech Nv Hydraulic jetting system
JP3478914B2 (ja) * 1995-10-20 2003-12-15 株式会社日立製作所 流体噴射ノズル及びそのノズルを用いた応力改善処理方法
US5862871A (en) 1996-02-20 1999-01-26 Ccore Technology & Licensing Limited, A Texas Limited Partnership Axial-vortex jet drilling system and method
US5718298A (en) 1996-04-10 1998-02-17 Rusnak; Jerry A. Separation system and method for separating the components of a drill bore exhaust mixture
US5799734A (en) 1996-07-18 1998-09-01 Halliburton Energy Services, Inc. Method of forming and using particulate slurries for well completion
US5881830A (en) 1997-02-14 1999-03-16 Baker Hughes Incorporated Superabrasive drill bit cutting element with buttress-supported planar chamfer
US6395187B1 (en) 1998-10-01 2002-05-28 Noe Martinez Alanis Horizontal solids recycler
US6923273B2 (en) 1997-10-27 2005-08-02 Halliburton Energy Services, Inc. Well system
US6904982B2 (en) 1998-03-27 2005-06-14 Hydril Company Subsea mud pump and control system
US6142248A (en) 1998-04-02 2000-11-07 Diamond Products International, Inc. Reduced erosion nozzle system and method for the use of drill bits to reduce erosion
US6216801B1 (en) 1998-04-03 2001-04-17 American Polywater Corporation Method and apparatus for providing proportional injection of additives into drilling fluids
US6003623A (en) 1998-04-24 1999-12-21 Dresser Industries, Inc. Cutters and bits for terrestrial boring
US6347675B1 (en) 1999-03-15 2002-02-19 Tempress Technologies, Inc. Coiled tubing drilling with supercritical carbon dioxide
US6152356A (en) * 1999-03-23 2000-11-28 Minden; Carl S. Hydraulic mining of tar sand bitumen with aggregate material
JP2001322229A (ja) 2000-05-17 2001-11-20 Riso Kagaku Corp 感熱孔版製版方法および感熱孔版製版装置および感熱孔版原紙の熱可塑性樹脂フィルム
US6530437B2 (en) 2000-06-08 2003-03-11 Maurer Technology Incorporated Multi-gradient drilling method and system
US6386300B1 (en) 2000-09-19 2002-05-14 Curlett Family Limited Partnership Formation cutting method and system
CA2322304C (en) 2000-10-04 2009-01-27 Surface To Surface Inc. Apparatus and method for recycling drilling slurry
US6702940B2 (en) * 2000-10-26 2004-03-09 Shell Oil Company Device for transporting particles of magnetic material
US6474418B2 (en) 2000-12-07 2002-11-05 Frank's International, Inc. Wellbore fluid recovery system and method
MY136183A (en) * 2001-03-06 2008-08-29 Shell Int Research Jet cutting device with deflector
US6601650B2 (en) 2001-08-09 2003-08-05 Worldwide Oilfield Machine, Inc. Method and apparatus for replacing BOP with gate valve
CA2341925A1 (en) 2001-03-21 2002-09-21 Pancanadian Petroleum Limited Slurry recovery process
US6506310B2 (en) 2001-05-01 2003-01-14 Del Corporation System and method for separating solids from a fluid stream
US6732797B1 (en) 2001-08-13 2004-05-11 Larry T. Watters Method of forming a cementitious plug in a well
US6920945B1 (en) 2001-11-07 2005-07-26 Lateral Technologies International, L.L.C. Method and system for facilitating horizontal drilling
US7398838B2 (en) 2003-04-16 2008-07-15 Particle Drilling Technologies, Inc. Impact excavation system and method with two-stage inductor
US8342265B2 (en) 2003-04-16 2013-01-01 Pdti Holdings, Llc Shot blocking using drilling mud
US7343987B2 (en) 2003-04-16 2008-03-18 Particle Drilling Technologies, Inc. Impact excavation system and method with suspension flow control
CA2522568C (en) 2003-04-16 2011-11-08 Particle Drilling, Inc. Drill bit
US7798249B2 (en) 2003-04-16 2010-09-21 Pdti Holdings, Llc Impact excavation system and method with suspension flow control
US7383896B2 (en) 2003-04-16 2008-06-10 Particle Drilling Technologies, Inc. Impact excavation system and method with particle separation
US20090200080A1 (en) 2003-04-16 2009-08-13 Tibbitts Gordon A Impact excavation system and method with particle separation
US7503407B2 (en) 2003-04-16 2009-03-17 Particle Drilling Technologies, Inc. Impact excavation system and method
US7398839B2 (en) 2003-04-16 2008-07-15 Particle Drilling Technologies, Inc. Impact excavation system and method with particle trap
US7793741B2 (en) 2003-04-16 2010-09-14 Pdti Holdings, Llc Impact excavation system and method with injection system
US20080156545A1 (en) 2003-05-27 2008-07-03 Particle Drilling Technolgies, Inc Method, System, and Apparatus of Cutting Earthen Formations and the like
US7090017B2 (en) 2003-07-09 2006-08-15 Halliburton Energy Services, Inc. Low cost method and apparatus for fracturing a subterranean formation with a sand suspension
US7527095B2 (en) 2003-12-11 2009-05-05 Shell Oil Company Method of creating a zonal isolation in an underground wellbore
US20050275132A1 (en) 2004-06-15 2005-12-15 Eastman Kodak Company Belt over compliant roller used with molding roller
US7997355B2 (en) 2004-07-22 2011-08-16 Pdti Holdings, Llc Apparatus for injecting impactors into a fluid stream using a screw extruder
US7380617B1 (en) 2005-12-06 2008-06-03 Triton Industries, Llc Drill cuttings handling apparatus
CA2588170A1 (en) 2006-05-09 2007-11-09 Particle Drilling Technologies, Inc. Impact excavation system and method with particle separation
US20090038856A1 (en) 2007-07-03 2009-02-12 Particle Drilling Technologies, Inc. Injection System And Method
WO2009009792A1 (en) 2007-07-12 2009-01-15 Particle Drilling Technologies, Inc. Injection system and method
WO2009049076A1 (en) 2007-10-09 2009-04-16 Particle Drilling Technologies, Inc. Injection system and method
US7980326B2 (en) 2007-11-15 2011-07-19 Pdti Holdings, Llc Method and system for controlling force in a down-hole drilling operation
WO2009099945A2 (en) 2008-02-01 2009-08-13 Particle Drilling Technologies, Inc. Methods of using a particle impact drilling system for removing near-borehole damage, milling objects in a wellbore, under reaming, coring, perforating, assisting annular flow, and associated methods

Also Published As

Publication number Publication date
WO2004094734A3 (en) 2005-03-03
DE602004031205D1 (de) 2011-03-10
WO2004094734A2 (en) 2004-11-04
NO20055409L (no) 2005-11-15
US20060027398A1 (en) 2006-02-09
US7909116B2 (en) 2011-03-22
NO20055409D0 (no) 2005-11-15
CA2522568C (en) 2011-11-08
EP1616071B1 (en) 2011-01-26
CA2522568A1 (en) 2004-11-04
EP1616071A2 (en) 2006-01-18
US20060011386A1 (en) 2006-01-19
US7258176B2 (en) 2007-08-21
EP1616071A4 (en) 2006-05-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO333751B1 (no) Borkrone
US8113300B2 (en) Impact excavation system and method using a drill bit with junk slots
US7343987B2 (en) Impact excavation system and method with suspension flow control
US6338390B1 (en) Method and apparatus for drilling a subterranean formation employing drill bit oscillation
US7013999B2 (en) Wedge tooth cutter element for drill bit
US9551189B2 (en) Polycrystalline diamond percussion drill bits using low thrust and torque for application with small diameter drill bits
US3269470A (en) Rotary-percussion drill bit with antiwedging gage structure
CN100346052C (zh) 可更换的钻头部件及使用该部件在地层上钻孔的方法
US7461706B2 (en) Drilling apparatus with percussive action cutter
US7383896B2 (en) Impact excavation system and method with particle separation
US7533737B2 (en) Jet arrangement for a downhole drill bit
US7398838B2 (en) Impact excavation system and method with two-stage inductor
US7398839B2 (en) Impact excavation system and method with particle trap
US10907417B2 (en) Polycrystalline diamond chisel type insert for use in percussion drill bits even for use in large hole percussion drilling of oil wells
GB2385350A (en) Device for drilling a subterranean formation with variable depth of cut
US8342265B2 (en) Shot blocking using drilling mud
GB2227509A (en) A combination drill bit
US7886851B2 (en) Drill bit nozzle
WO2008140760A1 (en) Impact excavation system and method with particle separation
US10570665B2 (en) Drill bit
EP2990589A1 (en) Drill bit with recessed cutting face
US20170130532A1 (en) Polycrystalline diamond percussion drill bits using low thrust and torque and incorporating PCD chisel type inserts, or combination of PCD chisel type inserts with PCD conical inserts, for application with small diameter drill bits