NO333751B1 - Borkrone - Google Patents
Borkrone Download PDFInfo
- 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
Links
- 239000011343 solid material Substances 0.000 claims abstract description 53
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 45
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 49
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 13
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 27
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 47
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 39
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 21
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 238000000280 densification Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 238000009527 percussion Methods 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 210000003746 feather Anatomy 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000007373 indentation Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 1
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
- E21B10/60—Drill bits characterised by conduits or nozzles for drilling fluids
- E21B10/602—Drill bits characterised by conduits or nozzles for drilling fluids the bit being a rotary drag type bit with blades
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/62—Drill bits characterised by parts, e.g. cutting elements, which are detachable or adjustable
-
- 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/16—Applying 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)
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)
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)
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 |
-
2004
- 2004-04-15 CA CA2522568A patent/CA2522568C/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-04-15 US US10/825,338 patent/US7258176B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-04-15 WO PCT/US2004/011578 patent/WO2004094734A2/en active Application Filing
- 2004-04-15 DE DE602004031205T patent/DE602004031205D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2004-04-15 EP EP04759869A patent/EP1616071B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2005
- 2005-08-16 US US11/204,862 patent/US7909116B2/en active Active
- 2005-11-15 NO NO20055409A patent/NO333751B1/no unknown
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 |