RU2541414C2 - Hybrid drill bit with high ratio between diameters of guide stud and journal - Google Patents
Hybrid drill bit with high ratio between diameters of guide stud and journal Download PDFInfo
- Publication number
- RU2541414C2 RU2541414C2 RU2011129565/03A RU2011129565A RU2541414C2 RU 2541414 C2 RU2541414 C2 RU 2541414C2 RU 2011129565/03 A RU2011129565/03 A RU 2011129565/03A RU 2011129565 A RU2011129565 A RU 2011129565A RU 2541414 C2 RU2541414 C2 RU 2541414C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- guide pin
- shank
- drill bit
- axis
- center line
- Prior art date
Links
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 62
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 22
- 230000000712 assembly Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000000429 assembly Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 20
- 210000004283 incisor Anatomy 0.000 claims description 6
- 210000000078 claw Anatomy 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000010327 methods by industry Methods 0.000 abstract 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 10
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 description 5
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- 229910052582 BN Inorganic materials 0.000 description 2
- PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N Boron nitride Chemical compound N#B PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 2
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000760 Hardened steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000002542 deteriorative effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 229910000679 solder Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000009885 systemic effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/08—Roller bits
- E21B10/14—Roller bits combined with non-rolling cutters other than of leading-portion type
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/08—Roller bits
- E21B10/22—Roller bits characterised by bearing, lubrication or sealing details
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Притязания на приоритетPriority Claims
Настоящая заявка претендует на приоритет патентной заявки US 61/139392, поданной 19 декабря 2008 г., и патентной заявки US 12/481410, поданной 9 июня 2009 г. Упомянутые заявки включены в настоящее описание посредством ссылки.This application claims the priority of patent application US 61/139392, filed December 19, 2008, and patent application US 12/481410, filed June 9, 2009. These applications are incorporated into this description by reference.
Область техникиTechnical field
В общем настоящее изобретение относится к буровым долотам, предназначенным для бурения подземных пород, более конкретно к гибридным буровым долотам, устройствам и способу повышения прочности опорных поверхностей в таких буровых долотах.In General, the present invention relates to drill bits intended for drilling underground rocks, and more particularly to a hybrid drill bits, devices and method for increasing the strength of the supporting surfaces in such drill bits.
Уровень техникиState of the art
Буровые долота часто используются в разведке нефтяных и газовых месторождений и добывающей промышленности для бурения скважин (также называемые "буровыми скважинами") в подземных пластах. Существует два распространенных типа буровых долот, используемых для бурения скважин, известных как буровые долота с "фиксированными резцами" и "шарошечные" буровые долота. В буровых долотах с фиксированными резцами используются вставки из поликристаллического алмаза (ПКА) и другие буровые долота лопастного типа. Эти буровые долота обычно включают корпус долота, имеющий с одного конца наружную резьбу для соединения с буровой колонной, и несколько режущих лопастей, отходящих от противоположного конца корпуса долота. Режущие лопасти образуют режущую поверхность бурового долота. Обычно в лопастях долота закрепляются или в них вставляются несколько режущих элементов, например резцов из ПКА или других материалов, обладающих достаточной твердостью и прочностью, чтобы деформировать и (или) прорезать земные породы, которые выступают от долота и образуют его режущий профиль. Эта совокупность режущих элементов используется для прорезывания подземных пород в процессе буровых работ, когда буровое долото вращают двигателем или другим вращающим устройством.Drill bits are often used in oil and gas exploration and mining for drilling wells (also called "boreholes") in underground formations. There are two common types of drill bits used to drill wells, known as “fixed cutter” and “cone” drill bits. Polycrystalline diamond inserts (PKA) and other blade-type drill bits are used in fixed-cutter drill bits. These drill bits typically include a bit body having an external thread at one end for connection to the drill string, and several cutting blades extending from the opposite end of the bit body. The cutting blades form the cutting surface of the drill bit. Typically, in the blades of the bit are fixed or inserted into them several cutting elements, for example, cutters from PKA or other materials with sufficient hardness and strength to deform and (or) cut through the ground rocks that protrude from the bit and form its cutting profile. This set of cutting elements is used to cut underground rocks during drilling operations when the drill bit is rotated by an engine or other rotating device.
Буровое долото другого типа, называемое шарошечным долотом, обычно включает корпус долота с внешним резьбовым соединением с одного конца и несколько шарошек (обычно три), прикрепленных к другому концу бурового долота под наклоном к осевой линии долота. Эти шарошки могут вращаться на подшипниках, каждая отдельно, относительно корпуса долота.Another type of drill bit, called a cone bit, usually includes a bit body with an external threaded connection at one end and several cones (usually three) attached to the other end of the drill bit at an angle to the centerline of the bit. These cones can rotate on bearings, each separately, relative to the body of the bit.
Частные примеры шарошечного долота и конусной шарошки приведены на фиг.1 и 2 и описаны в US 6601661, включенном в настоящее описание посредством ссылки. Шарошечное долото 10 включает корпус 12 долота с продольной осевой линией 8 и соединителем 14 в виде резьбового штыря на верхнем конце для прикрепления корпуса 12 долота к нижнему концу буровой колонны (не показана). Корпус 12 долота имеет обычно три отходящие вниз лапы (две показанные имеют обозначение 16, 18), в каждой из которых имеются компенсаторы 20 смазки. Между соседними лапами расположены промывочные насадки 22 для подачи бурового раствора в процессе бурения. Буровой раствор нагнетается вниз по буровой колонне в полость в корпусе 12 долота. К нижнему концу каждой из трех лап прикреплена шарошка. На фиг.1 видны три конусных шарошки 24, 25 и 26, прикрепленные с возможностью вращения к нижним концам лап корпуса 12 долота.Particular examples of a cone bit and cone are shown in FIGS. 1 and 2 and are described in US 6,601,661, incorporated herein by reference. The
Шарошка 24 удерживается подшипниками 27 на оси 28, имеющей центральную (осевую) линию 6, расположенную под углом к продольной осевой линии 8 корпуса долота. Ось 28 включает цапфу 29 и направляющий штифт 30 с выступом 31, сформированным между цапфой 29 и направляющим штифтом 30. Поверхности по диаметру цапфы 29 и направляющего штифта 30 служат в качестве опоры шарошки при радиальных (изгибающих) нагрузках, а поверхность выступа и, иногда, торцевая поверхность направляющего штифта служат в качестве опоры шарошки при осевой (торцевой) нагрузке. Диаметр и длина цапфы, диаметр и длина направляющего штифта и размер сформированного между ними выступа ограничены размерами и формой прикрепленного к ним шарошечного конуса. Для данного оптимального диаметра цапфы увеличение диаметра направляющего штифта приводит либо к необходимости уменьшать общую длину цапфы и (или) направляющего штифта или уменьшать толщину корпуса конуса. И то и другое может привести к аварии. Аналогично, слишком малая поверхность выступа может вызвать повреждение оси и места соединения с конусом шарошки.The
Шарошка 24 включает корпус 32 шарошки, обычно изготавливаемый из закаленной нужным образом стали. Корпус 32 шарошки обычно имеет в целом форму конуса. От корпуса 32 шарошки выступает несколько основных режущих элементов 34, 36, 28. При вращении корпуса 32 шарошки вокруг оси 28 основные режущие элементы захватывают породу внутри скважины и дробят ее. Несколько режущих элементов могут быть представлены одним или комбинацией фрезерованных стальных зубьев (долота со стальными зубьями), вставок из карбида вольфрама или других твердых материалов (твердосплавные долота) или несколькими по-другому сформированными и имеющими другую форму элементами из материалов, твердость и прочность которых достаточна для деформирования и прорезывания подземных пород. В некоторых случаях на внешнюю поверхность режущих элементов и (или) других частей шарошечного бурового долота наносится материал твердосплавного упрочнения для снижения износа долота в процессе работы и увеличения его срока службы.The
Буровым долотам описанных типов присущи ограничения, особенно в отношении срока службы долота и типов подземных пород, которые ими можно бурить. Долота с фиксированными резцами, например ПКА долота, могут обычно с успехом использоваться для пород от самых мягких до средней твердости и неабразивных пород средней твердости. Твердые и (или) абразивные породы обычно считаются неподходящими для ПКА резцов из-за их чрезмерного износа и уменьшенного срока службы при бурении таких пород. Например, бурение глинистого сланца и алевролита выполняется легко; бурение песчаника, особенно крупнозернистого и консолидированного, оказывается слишком сложным, чтобы быть рентабельным, и сопровождается разрушением буровых долот с фиксированными резцами [см., например, Feenstra, R. et al., "Status of Polycrystalline-Diamond-Compact Bits: Part 1 - Development" и "Part 2 - Applications", Journal of Petroleum Technology, том 40 (7), стр.675-684 и 817-856 (1988 г.)]. Успех здесь целиком зависит от правильного сочетания долота, пробуриваемой породы и условий работы. Опыт показал, что для долот с фиксированными резцами, например ПКА долот, тип глинистого раствора, гидравлика долота и конструкция долота влияют на работу, долота значительно сильнее, чем изменения свойств глинистого раствора.The drill bits of the described types are inherently limited, especially with respect to the life of the bit and the types of underground rocks that they can drill. Fixed-cutter bits, such as PKA bits, can usually be successfully used for rocks from the softest to medium hard and non-abrasive rocks of medium hardness. Hard and / or abrasive rocks are generally considered unsuitable for PKA cutters due to their excessive wear and reduced service life when drilling such rocks. For example, drilling shale and silt is easy; sandstone drilling, especially coarse-grained and consolidated, is too complex to be cost-effective, and is accompanied by the destruction of fixed-cutter drill bits [see, for example, Feenstra, R. et al., “Status of Polycrystalline-Diamond-Compact Bits: Part 1 - Development "and" Part 2 - Applications ", Journal of Petroleum Technology, Volume 40 (7), pp. 675-684 and 817-856 (1988)]. Success here depends entirely on the right combination of drill bit, drilled rock and working conditions. Experience has shown that for bits with fixed cutters, for example PKA bits, the type of mud, the hydraulics of the bit and the design of the bit affect the work, the bit is much stronger than changes in the properties of the clay solution.
Продолжительный опыт проведения буровых работ показывает, что более правильным оказывается разработка конструкции долота, наиболее подходящей для конкретного месторождения, чем выбор из имеющегося набора. Увеличенная агрессивность бурового долота не всегда желательна из-за связанного с ней повышения требований к крутящему моменту. Способность разработать и (или) приспособить долото для конкретной буровой операции или применения является неоценимым инструментом конструктора долота. Так, в последние годы были предприняты попытки разработки долот для бурения земных пород, в которых используется комбинация одной или более шарошки с одной или более фиксированной режущей лопастью, на которых сформированы или закреплены ПКА или аналогичные абразивные режущие элементы. Некоторые из этих долот комбинированного типа называют "гибридными буровыми долотами".Long-term experience in drilling shows that it is more correct to develop a bit design that is most suitable for a particular field than choosing from an existing set. Increased drill bit aggressiveness is not always desirable due to the increased torque requirements associated with it. The ability to develop and (or) adapt a bit for a specific drilling operation or application is an invaluable tool for a bit designer. So, in recent years, attempts have been made to develop bits for drilling terrestrial rocks, in which a combination of one or more cones with one or more fixed cutting blades is used, on which PKA or similar abrasive cutting elements are formed or fixed. Some of these combined type bits are called "hybrid drill bits."
Одно ранее описанное гибридное буровое долото раскрыто в US 4343371, представляющее гибридное долото для твердых пород, "в котором пара противолежащих удлиненных лап лопастного долота с промывочными насадками расположены рядом с парой противолежащих шарошек с карбидом вольфрама. На удлиненном торце с промывочными насадками вблизи дна скважины установлено большое число алмазных вставок. Алмазные вставки специально расположены таким образом, чтобы удалять гребни между рядами канавок в дне скважины, прорезанных вставками на шарошках". В упомянутом патенте сечение направляющего штифта и цапфы не показано, однако обычно оно аналогично тому, что имеет шарошечное долото.One previously described hybrid drill bit is disclosed in US Pat. No. 4,343,371, which is a hybrid rock for solid rock, "wherein a pair of opposing elongated paws of a blade bit with flushing nozzles are located next to a pair of opposing cones with tungsten carbide. An elongated end with flushing nozzles near the bottom of the well is installed a large number of diamond inserts. Diamond inserts are specially positioned so as to remove ridges between rows of grooves in the bottom of the well cut by inserts on cones. " In the aforementioned patent, the cross section of the guide pin and pin is not shown, however, it is usually similar to that of a cone bit.
В цапфе и направляющем штифте возникают значительные напряжения при воздействии радиальных (изгибающих) и осевых (сжимающих) нагрузок на буровое долото в процессе буровых работ. Цапфа и направляющий штифт несут, каждый по своей длине, радиальную нагрузку, действующую поперек центральной линии оси, а торцевая поверхность между цапфой и направляющим штифтом несет осевую нагрузку, действующую параллельно центральной линии оси. В гибридном буровом долоте узел шарошки в целом меньше по размеру при данном размере резца, чем у соответствующего шарошечного долота, поскольку гибридное буровое долото должно размещать как узлы шарошек, так и соседние фиксированные режущие лопасти. Цапфа и направляющий штифт, вокруг которых вращается узел шарошки, вынужденно получаются меньшего размера, что приводит к большим напряжениям при тех же напряжениях на меньшей площади. Однако напряжения, возникающие в самом узле шарошки, требуют некоторой минимальной толщины материала корпуса шарошки, чем ограничиваются размер и длина как цапфы, так и направляющего штифта. Например, увеличение диаметра направляющего штифта требует уменьшения длины штифта для размещения штифта увеличенного диаметра внутри узла шарошки либо требует уменьшения толщины стенки узла шарошки.Significant stresses arise in the trunnion and guide pin when radial (bending) and axial (compressive) loads are applied to the drill bit during drilling operations. The trunnion and the guide pin each carry a radial load, each along its length, acting across the center line of the axis, and the end surface between the trunnion and the guide pin carries an axial load acting parallel to the center line of the axis. In a hybrid drill bit, the cone assembly is generally smaller in size at a given cutter size than the corresponding cone bit, since the hybrid drill bit must accommodate both cone units and adjacent fixed cutting blades. The trunnion and guide pin, around which the cone assembly rotates, are forced to get smaller, which leads to greater stresses at the same stresses on a smaller area. However, stresses arising in the cone assembly require a certain minimum thickness of the cone body material, which limits the size and length of both the trunnion and the guide pin. For example, increasing the diameter of the guide pin requires decreasing the length of the pin to accommodate a larger diameter pin inside the cone assembly, or requires reducing the wall thickness of the cone assembly.
Таким образом сохраняется потребность повышения допустимой нагрузки гибридного бурового долота.Thus, there remains a need to increase the permissible load of the hybrid drill bit.
Раскрытие изобретенияDisclosure of invention
Раскрытое и описанное здесь изобретение относится к усовершенствованному гибридному буровому долоту, имеющему по меньшей мере два узла усеченно-конусной шарошки (в форме усеченного конуса), каждый из которых вращается на долоте вокруг отдельной оси, и по меньшей мере две фиксированные режущие лопасти, прилегающие к узлам усеченно-конусной шарошки, и связанным с ним элементам. В усовершенствованном буровом долоте увеличено отношение диаметров направляющего штифта и цапфы в корпусе узла усеченно-конусной шарошки в пределах допустимого пространства внутри узла усеченно-конусной шарошки.The invention disclosed and described herein relates to an improved hybrid drill bit having at least two truncated cone cone nodes (in the form of a truncated cone), each of which rotates on the bit around a separate axis, and at least two fixed cutting blades adjacent to nodes of truncated-conical cone, and related elements. In the improved drill bit, the ratio of the diameters of the guide pin and pin in the case of the truncated cone assembly within the allowable space inside the truncated cone assembly has been increased.
В раскрытии предлагается гибридное буровое долото для использования в бурении подземных пород, включающее: хвостовик, расположенный вокруг продольной осевой линии и приспособленный для соединения с буровой колонной; по меньшей мере две опоры фиксированных резцов, соединенные с хвостовиком; по меньшей мере две фиксированные режущие лопасти, жестко соединенные с опорами резцов на удалении от хвостовика, включающие несколько режущих элементов, отходящих от поверхности лопастей; и по меньшей мере два узла усеченно-конусной шарошки, прикрепленные к лапам усеченно-конусных шарошек на удалении от хвостовика вблизи к фиксированным режущим лопастям и приспособленные к вращению относительно хвостовика вокруг центральной линии оси на цапфе и направляющем штифте, при этом узлы шарошек включают режущие элементы, отстоящие от поверхности узлов. Ось на лапах усеченно-конусной шарошки включает цапфу, расположенную вокруг центральной линии оси и имеющую диаметр цапфы; и направляющий штифт, соединенный с цапфой и отходящий вдоль центральной линии оси в сторону продольной осевой линии, имеющий диаметр направляющего штифта, причем отношение диаметра направляющего штифта к диаметру цапфы равно или более 0,58.The disclosure provides a hybrid drill bit for use in underground drilling, including: a shank located around a longitudinal center line and adapted to be connected to the drill string; at least two supports of fixed incisors connected to the shank; at least two fixed cutting blades rigidly connected to the supports of the cutters at a distance from the shank, including several cutting elements extending from the surface of the blades; and at least two truncated cone cone assemblies attached to the legs of the truncated cone cone far from the shank close to the fixed cutting blades and adapted to rotate relative to the shank around the center line of the axle on the pin and the guide pin, while the cone assemblies include cutting elements spaced from the surface of the nodes. The axis on the legs of the truncated-conical cone includes a trunnion located around the center line of the axis and having a trunnion diameter; and a guide pin connected to the pin and extending along the centerline of the axis toward the longitudinal center line, having a diameter of the guide pin, wherein the ratio of the diameter of the guide pin to the diameter of the pin is equal to or greater than 0.58.
В изобретении предлагается гибридное буровое долото для использования в бурении подземных пород, включающее: хвостовик, расположенный вокруг продольной осевой линии и приспособленный для соединения с буровой колонной; по меньшей мере две опоры фиксированных резцов, соединенные с хвостовиком; по меньшей мере две фиксированные режущие лопасти, жестко соединенные с опорами резцов на удалении от хвостовика, включающие несколько режущих элементов, отходящих от поверхности лопастей; и по меньшей мере две лапы крепления усеченно-конусной шарошки, прикрепленные к хвостовику, включающие ось, центральная линия которой проходит под углом к продольной осевой линии в направлении к продольной осевой линии. Ось включает цапфу, расположенную вокруг центральной линии оси и имеющую диаметр цапфы; и направляющий штифт, соединенный с цапфой и отходящий вдоль центральной линии оси в сторону продольной осевой линии, имеющий диаметр направляющего штифта, причем отношение диаметра направляющего штифта к диаметру цапфы равно или более 0,58.The invention provides a hybrid drill bit for use in underground drilling, including: a liner located around a longitudinal center line and adapted to be connected to a drill string; at least two supports of fixed incisors connected to the shank; at least two fixed cutting blades rigidly connected to the supports of the cutters at a distance from the shank, including several cutting elements extending from the surface of the blades; and at least two trunnion-cone fastening legs attached to the shank, including an axis, the center line of which extends at an angle to the longitudinal axial line in the direction of the longitudinal axial line. The axis includes a trunnion located around the center line of the axis and having a trunnion diameter; and a guide pin connected to the pin and extending along the centerline of the axis toward the longitudinal center line, having a diameter of the guide pin, wherein the ratio of the diameter of the guide pin to the diameter of the pin is equal to or greater than 0.58.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
Приведенные далее чертежи представляют собой часть описания и включены для иллюстрации некоторых особенностей настоящего изобретения. Изобретение будет более понятным благодаря ссылкам на эти чертежи в сочетании с подробным описанием представленных здесь конкретных вариантов осуществления:The following drawings are part of the description and are included to illustrate some features of the present invention. The invention will be better understood by reference to these drawings in combination with a detailed description of the specific embodiments presented here:
на фиг.1 представлен вид сбоку типичного шарошечного долота;figure 1 presents a side view of a typical roller cone bit;
на фиг.2 представлен вид сбоку в сечении конфигурации цапфы и направляющего штифта типичного шарошечного долота;figure 2 presents a side view in cross section of the configuration of the trunnion and the guide pin of a typical cone bit;
на фиг.3 представлен вид сбоку частного варианта гибридного бурового долота;figure 3 presents a side view of a private variant of a hybrid drill bit;
на фиг.4 представлен вид снизу частного варианта гибридного бурового долота;4 is a bottom view of a particular embodiment of a hybrid drill bit;
на фиг.5 представлен вид сбоку в сечении частного варианта конфигурации с увеличенным отношением диаметра направляющего штифта к диаметру цапфы в соответствии с изобретением;figure 5 presents a side view in section of a particular configuration with an increased ratio of the diameter of the guide pin to the diameter of the trunnion in accordance with the invention;
на фиг.6 представлен вид сбоку в сечении другого частного варианта конфигурации с увеличенным отношением диаметра направляющего штифта к диаметру цапфы в соответствии с изобретением.figure 6 presents a side view in section of another private configuration with an increased ratio of the diameter of the guide pin to the diameter of the trunnion in accordance with the invention.
В то время как раскрытое здесь изобретение допускает различные модификации и альтернативные формы, ниже будут представлены для примера на чертежах и подробно описаны только некоторые частные варианты осуществления.While the invention disclosed herein is susceptible of various modifications and alternative forms, only some particular embodiments will be described in detail below by way of example.
Подробное описание осуществления изобретенияDetailed Description of the Invention
Описанные выше фигуры чертежей и приводимое ниже описание конкретных структур и функций не предназначены для ограничения объема изобретения или области притязаний приложенной формулы. Напротив, чертежи и описание предназначены для того, чтобы показать любому специалисту, как могут быть изготовлены и использованы изобретения, для которых испрашивается патентная защита. Специалистам должно быть понятно, что для краткости и лучшего понимания описаны или показаны не все признаки промышленных вариантов осуществления изобретений. Специалистам также должно быть понятно, что разработка реальных конструкций, включающих особенности настоящего изобретения, для достижения целей разработки для промышленного образца потребует многочисленных решений, обусловленных конкретным вариантом реализации. Такие решения, обусловленные конкретным вариантом реализации, могут включать соблюдение ограничений системного, делового, нормативного и иного характера, хотя, скорее всего, не сводятся к ним. Эти ограничения могут отличаться для конкретного варианта осуществления, местоположения и с течением времени. Хотя стоящие перед разработчиком задачи будут сложны и трудоемки в абсолютном выражении, использование данного раскрытия для специалиста сделает решение этих задач обычной работой. Следует понимать, что раскрытое и описанное здесь изобретение может иметь различные модификации и альтернативные формы. И, наконец, использование термина в единственном числе, например, выражаемого неопределенным артиклем или иным способом, не подразумевает ограничения количества элементов. Кроме того, термины, выражающие соотношения, например "верх", "низ", "левый", "правый", "верхний", "нижний", "вниз", "вверх", "боковой" и другие, используются в описании для прояснения конкретных ссылок на чертежи и не предполагают ограничения области притязаний изобретения или приложенной формулы. Термины "соединять", "соединенный", "соединяющий", "соединитель" и другие аналогичные термины используются здесь в широком смысле и могут включать любой способ и устройство для фиксации, связывания, скрепления, прикрепления, присоединения, соединения, установки внутрь, формирования снаружи или внутри, установления связи или формирования связи в иной форме, например механической, магнитной, электрической, химической, прямо или косвенно посредством промежуточных элементов, одного или более элементов, и также может включать без ограничения интегрирование одного функционального элемента с другим в единое целое. Соединение может происходить в любом направлении, включая вращательное.The above-described figures of the drawings and the following description of specific structures and functions are not intended to limit the scope of the invention or the scope of the appended claims. On the contrary, the drawings and description are intended to show any person skilled in the art how inventions for which patent protection is claimed can be made and used. Those skilled in the art will appreciate that for brevity and better understanding, not all features of industrial embodiments of the inventions are described or shown. Professionals should also be clear that the development of real structures, including the features of the present invention, to achieve the development goals for an industrial design will require numerous solutions, due to a specific implementation option. Such decisions, due to a specific implementation option, may include compliance with systemic, business, regulatory, and other constraints, although they are most likely not limited to them. These restrictions may differ for a particular embodiment, location, and over time. Although the tasks facing the developer will be complex and time-consuming in absolute terms, the use of this disclosure for a specialist will make solving these problems a normal job. It should be understood that the invention disclosed and described herein may have various modifications and alternative forms. And finally, the use of the term in the singular, for example, expressed as an indefinite article or otherwise, does not imply a limitation on the number of elements. In addition, terms expressing relationships, for example, “top,” “bottom,” “left,” “right,” “top,” “bottom,” “down,” “up,” “side,” and others are used in the description. to clarify specific references to the drawings and do not imply limitation of the scope of the claims of the invention or the attached claims. The terms “connect”, “connected”, “connecting”, “connector” and other similar terms are used here in a broad sense and may include any method and device for fixing, binding, fastening, attaching, attaching, connecting, installation inside, forming outside or inside, establishing a connection or forming a connection in another form, for example, mechanical, magnetic, electrical, chemical, directly or indirectly through intermediate elements, one or more elements, and may also include, without limitation, and integration is one functional member with another in a single unit. The connection can occur in any direction, including rotational.
Заявителями предложено усовершенствованное гибридное долото и связанные с ним элементы с увеличенным отношением диаметров направляющего штифта и цапфы внутри корпуса узла усеченно-конусной шарошки, включающее по меньшей мере два узла усеченно-конусной шарошки, каждый из которых может вращаться вокруг отдельной оси на долоте, и по меньшей мере две фиксированные режущие лопасти рядом с узлами усеченно-конусной шарошки.The applicants have proposed an improved hybrid bit and related elements with an increased ratio of the diameters of the guide pin and trunnion inside the body of the truncated cone assembly, including at least two truncated cone cones, each of which can rotate around a separate axis on the bit, and at least two fixed cutting blades near the nodes of the truncated cone cone.
На фиг.3 представлен вид сбоку частного примера гибридного бурового долота. На фиг.4 представлен вид снизу частного примера гибридного бурового долота. На фиг.5 представлен вид частного примера конфигурации с увеличенным отношением диаметров направляющего штифта и цапфы в соответствии с раскрытием. На фиг.6 представлен вид другого частного примера конфигурации с увеличенным отношением диаметров направляющего штифта и цапфы в соответствии с раскрытием. Описание этих чертежей будет выполняться совместно.Figure 3 presents a side view of a private example of a hybrid drill bit. 4 is a bottom view of a particular example of a hybrid drill bit. Figure 5 presents a view of a particular example of a configuration with an increased ratio of the diameters of the guide pin and trunnion in accordance with the disclosure. Figure 6 presents a view of another private example configuration with an increased ratio of the diameters of the guide pin and trunnion in accordance with the disclosure. Description of these drawings will be carried out jointly.
Гибридное буровое долото 50 имеет продольную осевую линию 52, определяющую центральную ось гибридного бурового долота. На одном конце гибридного бурового долота сформирован хвостовик 54, предназначенный для присоединения к буровой колонне из труб (не показана) и имеющий резьбу в соответствии со стандартами, внедряемыми Американским нефтяным институтом. От хвостовика 54 отходят по меньшей мере две опоры 56 долота с фиксированными резцами вниз в направлении общей ориентации долота внутри буровой скважины. На конце гибридного бурового долота, удаленном от хвостовика 54, опоры 56 фиксированных резцов переходят в фиксированные режущие лопасти 58.The
Несколько режущих элементов 60, 62 фиксированных лопастей расположены и закреплены на поверхности 63 на каждой из фиксированных режущих лопастей 58, например на ведущих кромках гибридного бурового долота по отношению к направлению вращения. Как правило, режущие элементы 60, 62 фиксированных лопастей включают слой или пластинку поликристаллического алмаза (ПКА) на ведущей по направлению вращения поверхности несущей подложки, при этом алмазный слой или пластинка образуют режущую поверхность, имеющую по своему краю режущую кромку для захвата породы. Термин ПКА используется в широком смысле и включает другие материалы, например диски или пластинки из термостабильного поликристаллического алмаза, закрепленные на подложках карбида вольфрама, или иные аналогичные суперабразивные или сверхтвердые материалы, например кубический нитрид бора и углерод с алмазоподобной структурой. Режущие элементы 60, 62 фиксированных лопастей могут быть припаяны тугоплавким припоем или иным способом закреплены в гнездах или "карманах" на каждой фиксированной режущей лопасти 58 так, что их наружные или режущие кромки на режущих поверхностях обращены в сторону породы.Several cutting
Гибридное буровое долото 50 также включает по меньшей мере две лапы 64 усеченно-конусных шарошек и прикрепленные к ним два узла 72 усеченно-конусных шарошек. Лапы 64 усеченно-конусных шарошек по аналогии с опорами 56 фиксированных резцов, проходят от хвостовика 54 вниз в направлении общей ориентации долота внутри буровой скважины. Каждая из лап 64 усеченно-конусных шарошек заканчивается осью 66 на дальнем конце лап. Ось 66 имеет центральную линию 67, вокруг которой симметрично сформирована ось. Центральная линия 67 оси в целом расположена под углом к продольной осевой линии 52 (обычно под углом 51-59 градусов к продольной осевой линии, то есть под углом 31-39 градусов к горизонтали, при условии, что продольная осевая линия перпендикулярна горизонтальной плоскости) и проходит в сторону продольной осевой линии. В по меньшей мере одном варианте осуществления центральная линия 67 оси может пересекать продольную осевую линию 6. Могут быть, однако, использованы и другие углы и направления, включая направления в сторону от продольной осевой линии.
На оси 66 сформировано в основном две части - цапфа 68, расположенная в основании оси, и направляющий штифт 70, прилегающий к цапфе и проходящий соосно с ней вдоль центральной линии 67 оси. Выступ 71 образован между цапфой 68 и направляющим штифтом 70 вследствие различия их диаметров. Цапфа, направляющий штифт и выступ служат опорой узла 72 усеченно-конусных шарошек, помещенного на цапфу и направляющий штифт с возможностью вращения.On the
На каждой оси 66 обычно установлен узел 72 усеченно-конусной шарошки. Узел 72 усеченно-конусной шарошки обычно имеет срезанную носовую секцию 73 в отличие от типичного долота с конусной шарошкой, показанного на фиг.2. Узел 72 усеченно-конусной шарошки приспособлен для вращения вокруг оси 66, когда гибридное буровое долото 50 вращают буровой колонной посредством хвостовика 52. Обычно на поверхности 77 узла 72 шарошки закреплено несколько режущих элементов 74, 75. По меньшей мере некоторые из режущих элементов обычно расположены по узлу 72 усеченно-конусной шарошки круговыми рядами. Минимальное расстояние между режущими элементами будет определяться характером применения и размером долота и может меняться от одного узла шарошки к другому и (или) от одного режущего элемента к другому. Некоторые режущие элементы могут быть размещены на поверхности узла шарошки "беспорядочно". Режущие элементы могут включать вставки из карбида вольфрама, установленные на тугой посадке в отверстия в поверхности узла шарошки, фрезерованные режущие элементы или режущие элементы в виде стальных зубьев с наваренными твердосплавными режущими элементами, составляющими единое целое с узлом шарошки и выступающими над ее поверхностью, и режущие элементы других типов. Режущие элементы могут быть выполнены из суперабразивных или сверхтвердых материалов, например поликристаллического алмаза, кубического нитрида бора и др., или могут иметь соответствующие покрытия. Режущие элементы могут иметь остроконечную форму, как показано на чертежах, коническую, круглую или овальную либо иную форму или комбинацию форм в зависимости от применения.A truncated
В гибридном буровом долоте режущие элементы 60, 62 фиксированной режущей лопасти 58 и режущие элементы 74, 75 узла 72 усеченно-конусной шарошки в совокупности определяют совмещающуюся режущую поверхность в ведущих частях профиля гибридного бурового долота. Режущие элементы 74, 75 узла 72 шарошки дробят и предварительно или частично измельчают материалы подземной породы высоконапряженными ведущими областями, ослабляя нагрузку на режущие элементы 60, 62 фиксированной режущей лопасти 58.In the hybrid drill bit, the cutting
Шариковый подшипник 80 может способствовать вращению узла шарошки на оси. Один или более герметизированных или негерметизированных радиально-упорных подшипников 82, 84 образуют отрезок поверхности зацепления вдоль центральной линии оси, обеспечивающий вращение узла 72 шарошки на оси 66, и воспринимающую радиальную (изгибающую) нагрузку. Подшипники могут включать подшипник скольжения, роликовые подшипники, плавающие втулки, термоусадочные муфты и подшипники и материалы других видов. В некоторых вариантах осуществления упорный подшипник 86 может быть помещен на выступ или конец направляющего штифта для восприятия осевой нагрузки и облегчения вращения узла усеченно-конусной шарошки вокруг оси, когда узел шарошки опирается на выступ или конец направляющего штифта.
Узел 72 шарошки обычно включает уплотнитель 88, расположенный между осью 66 и внутренней полостью узла усеченно-конусной шарошки. Уплотнитель может быть хорошо известного типа, например эластомерным уплотнителем и металлическим торцевым уплотнителем.The
Подразумевается, что другие элементы гибридного бурового долота, например резцы с продольным передним наклоном, износостойкие поверхности, промывочные насадки, используемые для придания направления потоку промывочного раствора, канавки для выноса бурового шлама, обеспечивающие очистку от обломков породы и бурового раствора, и иные общепринятые элементы бурового долота известны специалистам и не требуют специального рассмотрения.It is understood that other elements of the hybrid drill bit, for example, incisors with a longitudinal forward inclination, wear-resistant surfaces, flushing nozzles used to direct the flow of the drilling fluid, grooves for the removal of drill cuttings, which provide cleaning from rock fragments and drilling mud, and other generally accepted elements of the drilling bits are known to specialists and do not require special consideration.
После описания общих особенностей гибридного бурового долота рассмотрим ось с цапфой, направляющим штифтом и выступом. Цапфа, направляющий штифт и выступ подвергаются воздействию нагрузок в радиальном и осевом направлениях, когда гибридное буровое долото используется для бурения подземных пород. Важно увеличить диаметры цапфы и направляющего штифта относительно выступа и удлинить цапфу и направляющий штифт без ухудшения прочности узла усеченно-конусной шарошки из-за чрезмерного снижения толщины корпуса узла шарошки или уменьшения опорных поверхностей на оси.After describing the general features of the hybrid drill bit, consider the axis with a pin, a guide pin and a protrusion. The trunnion, guide pin and protrusion are subjected to radial and axial loads when a hybrid drill bit is used for underground drilling. It is important to increase the diameters of the trunnion and the guide pin relative to the protrusion and to extend the trunnion and the guide pin without deteriorating the strength of the truncated cone assembly due to excessive reduction in the thickness of the cone assembly body or reduction of the bearing surfaces on the axis.
Для обычных конструкций шарошечных долот, например, показанных на фиг.1 и 2, существуют общепринятые определенные ограничения на размер цапфы, направляющего штифта и выступа, для данного размера шарошки. Эти размеры были ограничены формой и конфигурацией шарошки и минимальной толщиной корпуса, позволяющей выдерживать воздействующие на шарошку нагрузки. Мера относительных диаметров направляющего штифта и цапфы может быть выражена отношением. Обычно это отношение составляет примерно 0,50 и не превышает 0,56. При использовании большей величины отношения обычно уменьшается длина подшипника для данного оптимального диаметра цапфы либо требуется нежелательное снижение толщины корпуса шарошки.For conventional roller cone designs, such as those shown in FIGS. 1 and 2, there are generally accepted certain restrictions on the size of the trunnion, guide pin and protrusion for a given cone size. These dimensions were limited by the shape and configuration of the cone and the minimum thickness of the casing, which can withstand the loads acting on the cone. A measure of the relative diameters of the guide pin and trunnion can be expressed as a ratio. Typically, this ratio is about 0.50 and does not exceed 0.56. When using a larger ratio, the bearing length is usually reduced for a given pin diameter or an unwanted reduction in the thickness of the roller cone housing is required.
Насколько известно авторам изобретения, те же самые соотношения до настоящего времени также применялись в гибридных буровых долотах в соответствии с принятыми в промышленности нормами. Это происходило вопреки необходимости достижения максимальных величин диаметра и длины цапфы и направляющего штифта. Таким образом, увеличение отношения диаметров направляющего штифта и цапфы за пределы стандартного значения менее 0,56 не было очевидным предложением.To the best knowledge of the inventors, the same ratios have so far also been used in hybrid drill bits in accordance with industry standards. This happened despite the need to achieve maximum diameters and lengths of the trunnion and guide pin. Thus, an increase in the ratio of the diameters of the guide pin and pin beyond the standard value of less than 0.56 was not an obvious proposal.
Авторы настоящего изобретения пересмотрели с самого начала вопрос о диаметрах цапфы и направляющего штифта и их соотношениях, применительно к толщине корпуса узла усеченно-конусной шарошки, и установили, что эти соотношения для узла усеченно-конусной шарошки могут быть изменены. Это изменение особенно важно в случае гибридного бурового долота, поскольку размер узла усеченно-конусной шарошки обычно меньше для гибридного бурового долота определенного размера, чем для соответствующего шарошечного долота. На гибридном буровом долоте должны размещаться как узлы усеченно-конусных шарошек, так и смежные с ними фиксированные режущие лопасти, в результате чего уменьшается размер цапфы и направляющего штифта и при тех же нагрузках возникают большие напряжения.The authors of the present invention reconsidered from the very beginning the question of the diameters of the trunnion and the guide pin and their ratios, as applied to the thickness of the body of the truncated cone assembly, and found that these ratios for the truncated cone assembly can be changed. This change is especially important in the case of a hybrid drill bit, since the size of the truncated cone assembly is usually smaller for a hybrid drill bit of a certain size than for the corresponding roller bit. On the hybrid drill bit, both truncated cone cone units and adjacent fixed cutting blades should be placed, as a result of which the pin and guide pin are reduced in size and high stresses occur at the same loads.
Авторы изобретения установили, что вопреки общепринятому мнению соотношение диаметров направляющего штифта и цапфы (отношение P:J) может быть увеличено до значения по меньшей мере от 0,58 до 1,0 включительно, в том числе отношения P:J, равные примерно 0,60, примерно 0,62, примерно 0,64, примерно 0,66, примерно 0,68, примерно 0,70, примерно 0,72, примерно 0,74, примерно 0,76, примерно 0,78, примерно 0,80, примерно 0,82, примерно 0,84, примерно 0,86, примерно 0,88, примерно 0,90, примерно 0,92, примерно 0,94, примерно 0,96, примерно 0,98, а также значения в этом диапазоне, например (без ограничений) отношения P:J в интервале от примерно 0,71 до примерно 0, 95 или от примерно 0,83 до примерно 0,99 включительно. При отношении, равном 1,0, диаметр направляющего штыря 70 становится равным диаметру цапфы 68 и части оси сливаются с образованием непрерывной поверхности. По мере того как увеличивается диаметр направляющего штифта 70, площадь поверхности выступа 71 сокращается. Однако сам по себе направляющий штифт может воспринимать осевые нагрузки своим концом, сопрягающимся с узлом усеченно-конусной шарошки. Как было показано выше, между направляющим штифтом 70 и узлом 72 шарошки может быть установлен упорный подшипник 86. Кроме того, возможны соотношения P:J, превышающие 1,0, когда диаметр направляющего штифта больше диаметра цапфы.The inventors have found that contrary to popular belief, the ratio of the diameters of the guide pin and pin (P: J ratio) can be increased to a value of at least 0.58 to 1.0 inclusive, including P: J ratios of approximately 0, 60, about 0.62, about 0.64, about 0.66, about 0.68, about 0.70, about 0.72, about 0.74, about 0.76, about 0.78, about 0, 80, about 0.82, about 0.84, about 0.86, about 0.88, about 0.90, about 0.92, about 0.94, about 0.96, about 0.98, and also the values in this range for example (no limited i) P: J ratios ranging from about 0.71 to about 0, 95, or from about 0.83 to about 0.99, inclusive. With a ratio of 1.0, the diameter of the
При расчете соотношений могут быть учтены и радиально-упорные подшипники, при их наличии. Так, если на цапфе имеется радиально-упорный подшипник 82, имеющий контактную поверхность вдоль центральной линии оси и воспринимающий радиальную нагрузку, толщина подшипника, воспринимающего радиальную нагрузку, может быть учтена в эффективном диаметре цапфы для дальнейшего сравнения с диаметром направляющего штифта. Аналогично, радиально-упорный подшипник 84 на направляющем штифте, отрезок поверхности зацепления которого проходит вдоль центральной линии оси, может фактически образовать направляющий штифт большего размера и в результате в расчете отношения может быть использован увеличенный диаметр направляющего штифта.When calculating the ratios, angular contact bearings, if any, can be taken into account. So, if there is an angular contact bearing 82 on the pin having a contact surface along the center line of the axis and receiving a radial load, the thickness of the bearing taking the radial load can be taken into account in the effective diameter of the pin for further comparison with the diameter of the guide pin. Similarly, an angular contact bearing 84 on a guide pin, a segment of the engagement surface of which extends along the center line of the axis, can actually form a larger guide pin and, as a result, an increased diameter of the guide pin can be used in calculating the ratio.
Другие и дополнительные варианты осуществления, в которых используются одна или более особенностей описанных выше изобретений, могут быть предложены в рамках сущности настоящего изобретения. Например, могут быть использованы различные углы наклона центральной линии оси. Может быть установлено несколько подшипников, например два шариковых подшипника, разнесенных друг от друга по длине цапфы и (или) направляющего штифта, для формирования увеличенного отрезка поверхности зацепления между подшипниками вдоль центральной линии для восприятия радиальных нагрузок и использовано для расчета отношений диаметров направляющего штифта и цапфы. Кроме того, для получения различных вариантов раскрытых способов и вариантов осуществления могут использоваться различные способы и варианты осуществления гибридного бурового долота в комбинации друг с другом. Рассмотрение отдельных элементов может относиться и к множеству элементов и наоборот.Other and further embodiments in which one or more of the features of the above inventions are used may be proposed within the spirit of the present invention. For example, various angles of inclination of the center line of the axis may be used. Several bearings can be installed, for example, two ball bearings spaced apart along the length of the journal and / or guide pin to form an enlarged segment of the engagement surface between the bearings along the center line to absorb radial loads and used to calculate the ratio of the diameters of the guide pin and journal . In addition, various methods and embodiments of the hybrid drill bit in combination with each other can be used to obtain various embodiments of the disclosed methods and embodiments. Consideration of individual elements may apply to many elements and vice versa.
Порядок выполнения любых шагов, представленных здесь в явной или неявной форме, может иметь различную последовательность, если иное не оговорено специально. Различные описанные здесь шаги могут быть объединены с другими шагами, вставлены между имеющимися шагами и (или) разбиты на несколько шагов. Аналогично, элементы были описаны функционально и могут быть реализованы как отдельные компоненты либо могут быть объединены в компоненты, имеющие несколько функций.The procedure for performing any steps presented here in explicit or implicit form may have a different sequence, unless otherwise specifically agreed. The various steps described here can be combined with other steps, inserted between existing steps and / or broken down into several steps. Similarly, the elements were described functionally and can be implemented as separate components or can be combined into components having several functions.
Изобретения были описаны применительно к предпочтительным и другим вариантам осуществления, но не каждый вариант осуществления изобретения был описан. Специалистам доступны очевидные модификации и изменения описанных вариантов осуществления. Раскрытые и нераскрытые варианты осуществления не подразумевают ограничения области притязаний или применения изобретения, напротив, в соответствии с патентным законодательством предполагается защита всех таких модификаций и усовершенствований, попадающих в область притязаний или эквивалентов приведенной ниже формулы изобретения.The inventions have been described with reference to preferred and other embodiments, but not every embodiment has been described. Obvious modifications and changes to the described embodiments are available to those skilled in the art. Disclosed and undisclosed embodiments do not imply a limitation on the scope of the claims or application of the invention, on the contrary, in accordance with patent law it is intended to protect all such modifications and improvements falling within the scope of claims or equivalents of the claims below.
Claims (11)
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13939208P | 2008-12-19 | 2008-12-19 | |
| US61/139,392 | 2008-12-19 | ||
| US12/481,410 US20100155146A1 (en) | 2008-12-19 | 2009-06-09 | Hybrid drill bit with high pilot-to-journal diameter ratio |
| US12/481,410 | 2009-06-09 | ||
| PCT/US2009/067969 WO2010080380A1 (en) | 2008-12-19 | 2009-12-15 | Hybrid drill bit with high pilot-to journal diameter ratio |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011129565A RU2011129565A (en) | 2013-01-27 |
| RU2541414C2 true RU2541414C2 (en) | 2015-02-10 |
Family
ID=42264427
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011129565/03A RU2541414C2 (en) | 2008-12-19 | 2009-12-15 | Hybrid drill bit with high ratio between diameters of guide stud and journal |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20100155146A1 (en) |
| EP (1) | EP2358969B1 (en) |
| BR (1) | BRPI0922569A2 (en) |
| CA (1) | CA2747434A1 (en) |
| MX (1) | MX2011005857A (en) |
| RU (1) | RU2541414C2 (en) |
| WO (1) | WO2010080380A1 (en) |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8678111B2 (en) | 2007-11-16 | 2014-03-25 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid drill bit and design method |
| US20090272582A1 (en) * | 2008-05-02 | 2009-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Modular hybrid drill bit |
| US8141664B2 (en) * | 2009-03-03 | 2012-03-27 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid drill bit with high bearing pin angles |
| EP2478177A2 (en) | 2009-09-16 | 2012-07-25 | Baker Hughes Incorporated | External, divorced pdc bearing assemblies for hybrid drill bits |
| SA111320565B1 (en) | 2010-06-29 | 2014-09-10 | Baker Hughes Inc | Hybrid Drill Bit With Anti-Tracking Feature |
| CN101892810B (en) * | 2010-07-16 | 2012-07-25 | 西南石油大学 | Combined drill breaking rocks by cutting method |
| US8584519B2 (en) | 2010-07-19 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Communication through an enclosure of a line |
| EP2673451B1 (en) | 2011-02-11 | 2015-05-27 | Baker Hughes Incorporated | System and method for leg retention on hybrid bits |
| US9782857B2 (en) | 2011-02-11 | 2017-10-10 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid drill bit having increased service life |
| BR112014011743B1 (en) | 2011-11-15 | 2020-08-25 | Baker Hughes Incorporated | drill bit for land drilling, method using it and drill bit for drilling a well hole in terrain formations |
| US9823373B2 (en) | 2012-11-08 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic telemetry with distributed acoustic sensing system |
| CA2927075C (en) | 2013-11-12 | 2019-03-05 | Richard Thomas Hay | Proximity detection using instrumented cutting elements |
| CA2943799C (en) * | 2014-05-22 | 2019-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid bit with blades and discs |
| WO2015179792A2 (en) | 2014-05-23 | 2015-11-26 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid bit with mechanically attached rolling cutter assembly |
| WO2015191028A1 (en) * | 2014-06-09 | 2015-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid bit with roller cones and discs |
| US11428050B2 (en) | 2014-10-20 | 2022-08-30 | Baker Hughes Holdings Llc | Reverse circulation hybrid bit |
| CN110685606B (en) * | 2018-07-05 | 2021-11-26 | 成都海锐能源科技有限公司 | Fixed cutting structure-roller composite drill bit |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU56824A1 (en) * | А.И. Орлов | Bit for rotary drilling | ||
| SU763573A1 (en) * | 1978-07-25 | 1980-09-15 | Научно-Производственное Объединение "Узбекгидрогеология" Министерства Геологии Узбекской Сср | Combination drill bit for hard rocks |
| SU891882A1 (en) * | 1977-07-23 | 1981-12-23 | Среднеазиатский Научно-Исследовательский Институт Геологии И Минерального Сырья | Combination earth-drilling bit |
| US4657091A (en) * | 1985-05-06 | 1987-04-14 | Robert Higdon | Drill bits with cone retention means |
Family Cites Families (109)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3126067A (en) * | 1964-03-24 | Roller bit with inserts | ||
| US930759A (en) * | 1908-11-20 | 1909-08-10 | Howard R Hughes | Drill. |
| US1388424A (en) * | 1919-06-27 | 1921-08-23 | Edward A George | Rotary bit |
| US1394769A (en) * | 1920-05-18 | 1921-10-25 | C E Reed | Drill-head for oil-wells |
| US1821474A (en) * | 1927-12-05 | 1931-09-01 | Sullivan Machinery Co | Boring tool |
| US1896243A (en) * | 1928-04-12 | 1933-02-07 | Hughes Tool Co | Cutter support for well drills |
| US1816568A (en) * | 1929-06-05 | 1931-07-28 | Reed Roller Bit Co | Drill bit |
| US1874066A (en) * | 1930-04-28 | 1932-08-30 | Floyd L Scott | Combination rolling and scraping cutter drill |
| US1879127A (en) * | 1930-07-21 | 1932-09-27 | Hughes Tool Co | Combination rolling and scraping cutter bit |
| US2030722A (en) * | 1933-12-01 | 1936-02-11 | Hughes Tool Co | Cutter assembly |
| US2117481A (en) * | 1935-02-19 | 1938-05-17 | Globe Oil Tools Co | Rock core drill head |
| US2119618A (en) * | 1937-08-28 | 1938-06-07 | John A Zublin | Oversize hole drilling mechanism |
| US2198849A (en) * | 1938-06-09 | 1940-04-30 | Reuben L Waxler | Drill |
| US2320136A (en) * | 1940-09-30 | 1943-05-25 | Archer W Kammerer | Well drilling bit |
| US2719026A (en) * | 1952-04-28 | 1955-09-27 | Reed Roller Bit Co | Earth boring drill |
| US2994389A (en) * | 1957-06-07 | 1961-08-01 | Le Bus Royalty Company | Combined drilling and reaming apparatus |
| US3050293A (en) * | 1960-05-12 | 1962-08-21 | Goodman Mfg Co | Rotary mining head and core breaker therefor |
| US3055443A (en) * | 1960-05-31 | 1962-09-25 | Jersey Prod Res Co | Drill bit |
| US3239431A (en) * | 1963-02-21 | 1966-03-08 | Knapp Seth Raymond | Rotary well bits |
| US3174564A (en) * | 1963-06-10 | 1965-03-23 | Hughes Tool Co | Combination core bit |
| US3250337A (en) * | 1963-10-29 | 1966-05-10 | Max J Demo | Rotary shock wave drill bit |
| US3269469A (en) * | 1964-01-10 | 1966-08-30 | Hughes Tool Co | Solid head rotary-percussion bit with rolling cutters |
| US3387673A (en) * | 1966-03-15 | 1968-06-11 | Ingersoll Rand Co | Rotary percussion gang drill |
| US3424258A (en) * | 1966-11-16 | 1969-01-28 | Japan Petroleum Dev Corp | Rotary bit for use in rotary drilling |
| US3583501A (en) * | 1969-03-06 | 1971-06-08 | Mission Mfg Co | Rock bit with powered gauge cutter |
| US4006788A (en) * | 1975-06-11 | 1977-02-08 | Smith International, Inc. | Diamond cutter rock bit with penetration limiting |
| JPS5382601A (en) * | 1976-12-28 | 1978-07-21 | Tokiwa Kogyo Kk | Rotary grinding type excavation drill head |
| US4140189A (en) * | 1977-06-06 | 1979-02-20 | Smith International, Inc. | Rock bit with diamond reamer to maintain gage |
| US4270812A (en) * | 1977-07-08 | 1981-06-02 | Thomas Robert D | Drill bit bearing |
| US4285409A (en) * | 1979-06-28 | 1981-08-25 | Smith International, Inc. | Two cone bit with extended diamond cutters |
| US4527637A (en) * | 1981-05-11 | 1985-07-09 | Bodine Albert G | Cycloidal drill bit |
| US4343371A (en) * | 1980-04-28 | 1982-08-10 | Smith International, Inc. | Hybrid rock bit |
| US4369849A (en) * | 1980-06-05 | 1983-01-25 | Reed Rock Bit Company | Large diameter oil well drilling bit |
| US4320808A (en) * | 1980-06-24 | 1982-03-23 | Garrett Wylie P | Rotary drill bit |
| US4386669A (en) * | 1980-12-08 | 1983-06-07 | Evans Robert F | Drill bit with yielding support and force applying structure for abrasion cutting elements |
| US4428687A (en) * | 1981-05-11 | 1984-01-31 | Hughes Tool Company | Floating seal for earth boring bit |
| US4444281A (en) * | 1983-03-30 | 1984-04-24 | Reed Rock Bit Company | Combination drag and roller cutter drill bit |
| US4572306A (en) * | 1984-12-07 | 1986-02-25 | Dorosz Dennis D E | Journal bushing drill bit construction |
| US4738322A (en) * | 1984-12-21 | 1988-04-19 | Smith International Inc. | Polycrystalline diamond bearing system for a roller cone rock bit |
| US4690228A (en) * | 1986-03-14 | 1987-09-01 | Eastman Christensen Company | Changeover bit for extended life, varied formations and steady wear |
| US4943488A (en) * | 1986-10-20 | 1990-07-24 | Norton Company | Low pressure bonding of PCD bodies and method for drill bits and the like |
| US4727942A (en) * | 1986-11-05 | 1988-03-01 | Hughes Tool Company | Compensator for earth boring bits |
| US4765205A (en) * | 1987-06-01 | 1988-08-23 | Bob Higdon | Method of assembling drill bits and product assembled thereby |
| US4880068A (en) * | 1988-11-21 | 1989-11-14 | Varel Manufacturing Company | Rotary drill bit locking mechanism |
| US4892159A (en) * | 1988-11-29 | 1990-01-09 | Exxon Production Research Company | Kerf-cutting apparatus and method for improved drilling rates |
| NO169735C (en) * | 1989-01-26 | 1992-07-29 | Geir Tandberg | COMBINATION DRILL KRONE |
| US4932484A (en) * | 1989-04-10 | 1990-06-12 | Amoco Corporation | Whirl resistant bit |
| US4936398A (en) * | 1989-07-07 | 1990-06-26 | Cledisc International B.V. | Rotary drilling device |
| US5049164A (en) * | 1990-01-05 | 1991-09-17 | Norton Company | Multilayer coated abrasive element for bonding to a backing |
| US4991671A (en) * | 1990-03-13 | 1991-02-12 | Camco International Inc. | Means for mounting a roller cutter on a drill bit |
| US4984643A (en) * | 1990-03-21 | 1991-01-15 | Hughes Tool Company | Anti-balling earth boring bit |
| US5224560A (en) * | 1990-10-30 | 1993-07-06 | Modular Engineering | Modular drill bit |
| US5145017A (en) * | 1991-01-07 | 1992-09-08 | Exxon Production Research Company | Kerf-cutting apparatus for increased drilling rates |
| NO176528C (en) * | 1992-02-17 | 1995-04-19 | Kverneland Klepp As | Device at drill bit |
| US5351770A (en) * | 1993-06-15 | 1994-10-04 | Smith International, Inc. | Ultra hard insert cutters for heel row rotary cone rock bit applications |
| US5452771A (en) * | 1994-03-31 | 1995-09-26 | Dresser Industries, Inc. | Rotary drill bit with improved cutter and seal protection |
| US5429200A (en) * | 1994-03-31 | 1995-07-04 | Dresser Industries, Inc. | Rotary drill bit with improved cutter |
| US5439068B1 (en) * | 1994-08-08 | 1997-01-14 | Dresser Ind | Modular rotary drill bit |
| US5513715A (en) * | 1994-08-31 | 1996-05-07 | Dresser Industries, Inc. | Flat seal for a roller cone rock bit |
| US5547033A (en) * | 1994-12-07 | 1996-08-20 | Dresser Industries, Inc. | Rotary cone drill bit and method for enhanced lifting of fluids and cuttings |
| US5695019A (en) * | 1995-08-23 | 1997-12-09 | Dresser Industries, Inc. | Rotary cone drill bit with truncated rolling cone cutters and dome area cutter inserts |
| WO1997034071A1 (en) * | 1996-03-01 | 1997-09-18 | Allen Kent Rives | Cantilevered hole opener |
| US6390210B1 (en) * | 1996-04-10 | 2002-05-21 | Smith International, Inc. | Rolling cone bit with gage and off-gage cutter elements positioned to separate sidewall and bottom hole cutting duty |
| US6241034B1 (en) * | 1996-06-21 | 2001-06-05 | Smith International, Inc. | Cutter element with expanded crest geometry |
| US5839526A (en) * | 1997-04-04 | 1998-11-24 | Smith International, Inc. | Rolling cone steel tooth bit with enhancements in cutter shape and placement |
| US6367568B2 (en) * | 1997-09-04 | 2002-04-09 | Smith International, Inc. | Steel tooth cutter element with expanded crest |
| US6173797B1 (en) * | 1997-09-08 | 2001-01-16 | Baker Hughes Incorporated | Rotary drill bits for directional drilling employing movable cutters and tandem gage pad arrangement with active cutting elements and having up-drill capability |
| SE516079C2 (en) * | 1998-12-18 | 2001-11-12 | Sandvik Ab | Rotary drill bit |
| BE1012545A3 (en) * | 1999-03-09 | 2000-12-05 | Security Dbs | Widener borehole. |
| ATE283963T1 (en) * | 1999-05-14 | 2004-12-15 | Allen Kent Rives | EXPANSION DRILL WITH REPLACEABLE ARMS AND CUTTING ELEMENTS IN VARIOUS SIZES |
| US6386302B1 (en) * | 1999-09-09 | 2002-05-14 | Smith International, Inc. | Polycrystaline diamond compact insert reaming tool |
| US6460635B1 (en) * | 1999-10-25 | 2002-10-08 | Kalsi Engineering, Inc. | Load responsive hydrodynamic bearing |
| US6405811B1 (en) * | 2000-09-18 | 2002-06-18 | Baker Hughes Corporation | Solid lubricant for air cooled drill bit and method of drilling |
| US6386300B1 (en) * | 2000-09-19 | 2002-05-14 | Curlett Family Limited Partnership | Formation cutting method and system |
| US6729418B2 (en) * | 2001-02-13 | 2004-05-04 | Smith International, Inc. | Back reaming tool |
| US6745858B1 (en) * | 2001-08-24 | 2004-06-08 | Rock Bit International | Adjustable earth boring device |
| US6742607B2 (en) * | 2002-05-28 | 2004-06-01 | Smith International, Inc. | Fixed blade fixed cutter hole opener |
| US6823951B2 (en) * | 2002-07-03 | 2004-11-30 | Smith International, Inc. | Arcuate-shaped inserts for drill bits |
| US6902014B1 (en) * | 2002-08-01 | 2005-06-07 | Rock Bit L.P. | Roller cone bi-center bit |
| US6913098B2 (en) * | 2002-11-21 | 2005-07-05 | Reedeycalog, L.P. | Sub-reamer for bi-center type tools |
| US20040156676A1 (en) * | 2003-02-12 | 2004-08-12 | Brent Boudreaux | Fastener for variable mounting |
| US7011170B2 (en) * | 2003-10-22 | 2006-03-14 | Baker Hughes Incorporated | Increased projection for compacts of a rolling cone drill bit |
| US7070011B2 (en) * | 2003-11-17 | 2006-07-04 | Baker Hughes Incorporated | Steel body rotary drill bits including support elements affixed to the bit body at least partially defining cutter pocket recesses |
| US20050178587A1 (en) * | 2004-01-23 | 2005-08-18 | Witman George B.Iv | Cutting structure for single roller cone drill bit |
| US7360612B2 (en) * | 2004-08-16 | 2008-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Roller cone drill bits with optimized bearing structures |
| US7434632B2 (en) * | 2004-03-02 | 2008-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Roller cone drill bits with enhanced drilling stability and extended life of associated bearings and seals |
| US7472764B2 (en) * | 2005-03-25 | 2009-01-06 | Baker Hughes Incorporated | Rotary drill bit shank, rotary drill bits so equipped, and methods of manufacture |
| US7320375B2 (en) * | 2005-07-19 | 2008-01-22 | Smith International, Inc. | Split cone bit |
| US9574405B2 (en) * | 2005-09-21 | 2017-02-21 | Smith International, Inc. | Hybrid disc bit with optimized PDC cutter placement |
| US7624825B2 (en) * | 2005-10-18 | 2009-12-01 | Smith International, Inc. | Drill bit and cutter element having aggressive leading side |
| US7398837B2 (en) * | 2005-11-21 | 2008-07-15 | Hall David R | Drill bit assembly with a logging device |
| US7270196B2 (en) * | 2005-11-21 | 2007-09-18 | Hall David R | Drill bit assembly |
| US7392862B2 (en) * | 2006-01-06 | 2008-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Seal insert ring for roller cone bits |
| US7832456B2 (en) * | 2006-04-28 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Molds and methods of forming molds associated with manufacture of rotary drill bits and other downhole tools |
| GB2438520B (en) * | 2006-05-26 | 2009-01-28 | Smith International | Drill Bit |
| US7621348B2 (en) * | 2006-10-02 | 2009-11-24 | Smith International, Inc. | Drag bits with dropping tendencies and methods for making the same |
| US8205692B2 (en) * | 2007-01-03 | 2012-06-26 | Smith International, Inc. | Rock bit and inserts with a chisel crest having a broadened region |
| US7631709B2 (en) * | 2007-01-03 | 2009-12-15 | Smith International, Inc. | Drill bit and cutter element having chisel crest with protruding pilot portion |
| US7845435B2 (en) * | 2007-04-05 | 2010-12-07 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid drill bit and method of drilling |
| US7703557B2 (en) * | 2007-06-11 | 2010-04-27 | Smith International, Inc. | Fixed cutter bit with backup cutter elements on primary blades |
| US7681673B2 (en) * | 2007-06-12 | 2010-03-23 | Smith International, Inc. | Drill bit and cutting element having multiple cutting edges |
| CA2705565A1 (en) * | 2007-11-14 | 2009-05-22 | Baker Hughes Incorporated | Earth-boring tools attachable to a casing string and methods for their manufacture |
| US8028773B2 (en) * | 2008-01-16 | 2011-10-04 | Smith International, Inc. | Drill bit and cutter element having a fluted geometry |
| US7703556B2 (en) * | 2008-06-04 | 2010-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Methods of attaching a shank to a body of an earth-boring tool including a load-bearing joint and tools formed by such methods |
| US7621346B1 (en) * | 2008-09-26 | 2009-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Hydrostatic bearing |
| US8672060B2 (en) * | 2009-07-31 | 2014-03-18 | Smith International, Inc. | High shear roller cone drill bits |
| US8448724B2 (en) * | 2009-10-06 | 2013-05-28 | Baker Hughes Incorporated | Hole opener with hybrid reaming section |
| US8191635B2 (en) * | 2009-10-06 | 2012-06-05 | Baker Hughes Incorporated | Hole opener with hybrid reaming section |
| WO2011084944A2 (en) * | 2010-01-05 | 2011-07-14 | Smith International, Inc. | High-shear roller cone and pdc hybrid bit |
-
2009
- 2009-06-09 US US12/481,410 patent/US20100155146A1/en not_active Abandoned
- 2009-12-15 MX MX2011005857A patent/MX2011005857A/en not_active Application Discontinuation
- 2009-12-15 RU RU2011129565/03A patent/RU2541414C2/en not_active IP Right Cessation
- 2009-12-15 WO PCT/US2009/067969 patent/WO2010080380A1/en active Application Filing
- 2009-12-15 BR BRPI0922569A patent/BRPI0922569A2/en not_active IP Right Cessation
- 2009-12-15 CA CA2747434A patent/CA2747434A1/en not_active Abandoned
- 2009-12-15 EP EP09837870.6A patent/EP2358969B1/en not_active Not-in-force
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU56824A1 (en) * | А.И. Орлов | Bit for rotary drilling | ||
| SU891882A1 (en) * | 1977-07-23 | 1981-12-23 | Среднеазиатский Научно-Исследовательский Институт Геологии И Минерального Сырья | Combination earth-drilling bit |
| SU763573A1 (en) * | 1978-07-25 | 1980-09-15 | Научно-Производственное Объединение "Узбекгидрогеология" Министерства Геологии Узбекской Сср | Combination drill bit for hard rocks |
| US4657091A (en) * | 1985-05-06 | 1987-04-14 | Robert Higdon | Drill bits with cone retention means |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011129565A (en) | 2013-01-27 |
| CA2747434A1 (en) | 2010-07-15 |
| BRPI0922569A2 (en) | 2015-12-15 |
| WO2010080380A1 (en) | 2010-07-15 |
| EP2358969A1 (en) | 2011-08-24 |
| EP2358969A4 (en) | 2014-08-20 |
| EP2358969B1 (en) | 2017-05-17 |
| US20100155146A1 (en) | 2010-06-24 |
| MX2011005857A (en) | 2011-06-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2541414C2 (en) | Hybrid drill bit with high ratio between diameters of guide stud and journal | |
| US8839886B2 (en) | Drill bit with recessed center | |
| CA2773331C (en) | Drill bit for earth boring | |
| US8141664B2 (en) | Hybrid drill bit with high bearing pin angles | |
| EP3159475B1 (en) | Hybrid drill bits having increased drilling efficiency | |
| US7137460B2 (en) | Back reaming tool | |
| US8439136B2 (en) | Drill bit for earth boring | |
| US20100000800A1 (en) | Rotary Drill Bits with Protected Cutting Elements and Methods | |
| US9303460B2 (en) | Cutting element retention for high exposure cutting elements on earth-boring tools | |
| US9133667B2 (en) | Drill bit for boring earth and other hard materials | |
| NO330003B1 (en) | Hollow opener with fixed blade and fixed cutter | |
| CN112983286B (en) | Cutting tooth and drill bit with same | |
| CN104364460A (en) | Gage cutter protection for drilling bits | |
| US7066286B2 (en) | Gage surface scraper | |
| US10415317B2 (en) | Cutting element assemblies comprising rotatable cutting elements and earth-boring tools comprising such cutting element assemblies | |
| US11208847B2 (en) | Stepped downhole tools and methods of use | |
| US20230407709A1 (en) | Drill Bit Cutter Pocket With Stress Reducing Features |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20160801 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171216 |