RU2675615C2 - Буровое долото с фиксированными резцами с направляющей потока - Google Patents
Буровое долото с фиксированными резцами с направляющей потока Download PDFInfo
- Publication number
- RU2675615C2 RU2675615C2 RU2017102994A RU2017102994A RU2675615C2 RU 2675615 C2 RU2675615 C2 RU 2675615C2 RU 2017102994 A RU2017102994 A RU 2017102994A RU 2017102994 A RU2017102994 A RU 2017102994A RU 2675615 C2 RU2675615 C2 RU 2675615C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drill bit
- fixed
- profile
- edge
- fixed blades
- Prior art date
Links
- 230000004907 flux Effects 0.000 title 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 34
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 31
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 114
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 19
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 7
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 11
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000006722 reduction reaction Methods 0.000 description 4
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 2
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 2
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 2
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 2
- 229910052582 BN Inorganic materials 0.000 description 1
- PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N Boron nitride Chemical compound N#B PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004026 adhesive bonding Methods 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 1
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 1
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- -1 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000007639 printing Methods 0.000 description 1
- 238000005476 soldering Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 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
- E21B10/18—Roller bits characterised by conduits or nozzles for drilling fluids
-
- 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
- E21B10/60—Drill bits characterised by conduits or nozzles for drilling fluids
- E21B10/61—Drill bits characterised by conduits or nozzles for drilling fluids characterised by the nozzle structure
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Drilling Tools (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к буровым долотам. Технический результат заключается в улучшении гидравлических характеристик долота. Буровое долото содержит корпус долота, имеющий поверхность корпуса, множество фиксированных лопастей, проходящих от корпуса долота, каждая из которых имеет ведущую поверхность и заднюю поверхность, множество сопел, установленных на поверхности корпуса для выведения бурового раствора из корпуса долота, и множество направляющих потока для направления части бурового раствора от корпуса долота. Каждая из множества направляющих потока проходит в продольном направлении от поверхности корпуса. Каждая из множества направляющих потока проходит вдоль ведущей поверхности одной из множества фиксированных лопастей. 5 н. и 19 з.п. ф-лы, 7 ил.
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ
[0001] Нет.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] Данное изобретение относится в общем к долоту для вращательного бурения горных пород, и в частности, к буровому долоту с фиксированными резцами, которое имеет элементы, улучшающие гидравлические характеристики бурового долота.
[0003] Долота для вращательного бурения обычно устанавливают на нижнем конце бурильной колонны, управление вращением которой осуществляется с поверхности или с помощью забойных двигателей. При вращении бурильной колонны, прикладываемое к ней усилие натяжения уменьшают для увеличения осевой нагрузки на долото, при этом долото взаимодействует с горной породой и бурит ствол скважины.
[0004] В настоящее время используется два типа буровых долот: шарошечные долота и буровые долота с фиксированными резцами. Шарошечные долота часто содержат множество конических шарошек, которые установлены свободно вращающимися на долоте и оснащены множеством режущих элементов. В буровых долотах с фиксированными резцами используется множество фиксированных лопастей, установленных с угловыми интервалами по окружности долота и оснащенных множеством режущих элементов. Режущие элементы для любой из конструкций долота часто выполняют из сверхтвердых материалов, таких как поликристаллический алмаз, кубический нитрид бора и карбид вольфрама. Конфигурация или схема размещения шарошек, лопастей и режущих элементов широко варьируется в разных конструктивных решениях долот в зависимости, главным образом, от породы, подлежащей бурению.
[0005] Как для шарошечных долот, так и для буровых долот с фиксированными резцами используют буровой раствор, как средство очистки бурового долота от выбуренной породы и ее транспортировки на поверхность. Когда долото вращается, буровой раствор подается насосом через бурильную колонну и направляется от поверхности бурового долота через одно или несколько сопел. Буровой раствор охлаждает долото и удаляет выбуренную породу с поверхности долота и забоя ствола скважины. Режим и показатели работы бурового раствора при его действии на буровом долоте и вокруг него известны как "гидравлическая характеристика долота".
[0006] Во многих буровых долотах с фиксированными резцами, сопла ориентированы таким образом, что буровой раствор с высокой скоростью направляется к пласту на забое скважины. Когда буровой раствор ударяется о пласт и возвращается вверх, обходя поверхность бурового долота, он очищает и охлаждает режущие элементы бурового долота. Поскольку буровой раствор вначале ударяется о пласт на забое скважины, во время его контакта с режущими элементами бурового долота скорость бурового раствора уменьшается по сравнению с начальной скоростью при выходе из сопел. Данная уменьшенная скорость может ограничивать величину охлаждения и очистки, которая может быть достигнута с помощью бурового раствора.
[0007] Результатом недостаточного охлаждения режущих элементов может являться снижение эксплуатационного ресурса бурового долота, поскольку высокие температуры способствуют ускоренной эрозии и износу режущих элементов. Если не выполнять очистку режущих элементов бурового долота с фиксированными резцами от вырубленной породы, будет происходить ее накапливание на режущих элементах, что значительно увеличивает продолжительность бурения.
[0008] В ряде горных пород, в некоторых случаях называемых пластичными глинистыми сланцами или просто пластичными породами, эффективное бурение затруднено. При воздействием режущих элементов на данные породы происходит формирование выбуренной породы в виде длинных полос бурового шлама, который имеет тенденцию накапливаться между режущими элементами бурового долота, явление называется "налипание породы на долото". Когда на долото налипает порода, режущие элементы теряют возможность взаимодействия с пластом, вне зависимости от осевой нагрузки, приложенной к буровому долоту. Бурение ствола скважины прерывается для подъема бурового долота и его очистки средствами, отличными от бурового раствора, подаваемого насосом через бурильную колонну.
[0009] Таким образом, в рассматриваемой области техники существует потребность в создании способов и устройств для улучшения конструктивных решений бурового долота с фиксированными резцами для улучшения гидравлических характеристик бурового долота.
РАСКРЫТИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0010] В некоторых аспектах буровое долото содержит корпус долота, имеющий поверхность корпуса. Буровое долото дополнительно содержит множество фиксированных лопастей, проходящих от корпуса долота, каждая фиксированная лопасть из множества фиксированных лопастей имеет ведущую поверхность и заднюю поверхность. Буровое долото дополнительно содержит множество сопел, расположенных на поверхности корпуса для выведения бурового раствора из корпуса долота. Буровое долото дополнительно содержит множество направляющих потока для направления части бурового раствора от корпуса долота. Каждая направляющая потока из множества направляющих потока проходит в продольном направлении от поверхности корпуса. Каждая направляющая потока из множества направляющих потока проходит вдоль ведущей поверхности одной фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей. По меньшей мере одна фиксированная лопасть из множества фиксированных лопастей может иметь профиль режущей кромки, и по меньшей мере одна направляющая потока из множества направляющих потока может содержать направляющую кромку, которая повторяет профиль режущей кромки. Поверхность корпуса может иметь профиль промывочного канала, и по меньшей мере одна направляющая потока из множества направляющих потока может содержать направляющую кромку, которая повторяет профиль промывочного канала. По меньшей мере одна фиксированная лопасть из множества фиксированных лопастей может иметь профиль режущей кромки, поверхность корпуса может иметь профиль промывочного канала, и по меньшей мере одна направляющая потока из множества направляющих потока может содержать направляющую кромку, которая имеет более крутой профиль, чем профиль режущей кромки и профиль промывочного канала. Буровое долото может дополнительно содержать режущие элементы, установленные на ведущей поверхности одной фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей; по меньшей мере одна направляющая потока из множества направляющих потока может содержать направляющую кромку; направляющая кромка и режущие элементы могут образовывать непрерывный канал потока, имеющий участок входа потока; по меньшей мере одно сопло из множества сопел может быть выполнено с возможностью направления бурового раствора к участку входа потока непрерывного канала потока. Буровой раствор может ускоряться в непрерывном канале потока. По меньшей мере одна направляющая потока из множества направляющих потока может содержать гидрофобный материал. По меньшей мере одна направляющая потока из множества направляющих потока может содержать переднюю кромку, смещенную от внутренней кромки по меньшей мере одной фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей. По меньшей мере одно сопло из множества сопел выполнено с возможностью создания струи под давлением, которая может быть по существу параллельной передней кромке. Каждая направляющая потока из множества направляющих потока выполнена с возможностью увеличения гидравлического сдвигающего напряжения на множестве режущих элементов, установленных на каждой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей. По меньшей мере одно сопло из множества сопел выполнено с возможностью создания струи под давлением, которая может быть по существу параллельной ведущей поверхности первой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей; струя под давлением может быть расположена ближе к ведущей поверхности первой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей, чем к задней поверхности второй фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей.
[0011] В некоторых аспектах буровое долото содержит корпус долота, множество фиксированных лопастей, проходящих от корпуса долота, множество режущих элементов, установленных на каждой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей, отверстие для выноса бурового шлама, расположенное между ведущей поверхностью первой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей и задней поверхностью второй фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей, по меньшей мере одно сопло, расположенное в корпусе долота и ведущее в отверстие для выноса бурового шлама, и направляющую потока, выступающую из ведущей поверхности первой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей и от корпуса долота. Направляющая потока выполнена с возможностью направления текучей среды от указанного по меньшей мере одного сопла перед множеством режущих элементов, установленных на первой лопасти из множества лопастей. Первая лопасть из множества лопастей может иметь профиль режущей кромки, и направляющая потока может содержать направляющую кромку которая повторяет профиль режущей кромки. Отверстие для выноса бурового шлама может иметь профиль промывочного канала, и направляющая потока может содержать направляющую кромку, которая повторяет профиль промывочного канала. Первая лопасть из множества лопастей может иметь профиль режущей кромки; отверстие для выноса бурового шлама может иметь профиль промывочного канала; направляющая потока может содержать направляющую кромку, которая имеет более крутой профиль, чем профиль режущей кромки и профиль промывочного канала.
[0012] В некоторых аспектах, буровое долото содержит корпус долота, множество фиксированных лопастей, проходящих от корпуса долота, множество режущих элементов, установленных на каждой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей, отверстие для выноса бурового шлама, расположенное между ведущей поверхностью первой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей и задней поверхностью второй фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей, по меньшей мере одно сопло, установленное на корпусе долота и ведущее в отверстие для выноса бурового шлама, направляющую потока, выступающую из ведущей поверхности первой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей и от корпуса долота, причем направляющая потока имеет направляющую кромку, и непрерывный канал потока, образованный по меньшей мере частично направляющей кромкой, и множеством режущих элементов, установленных на первой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей. Непрерывный канал потока имеет участок входа потока, и по меньшей мере одно сопло выполнено с возможностью направления текучей среды к участку входа потока непрерывного канала потока. По меньшей мере одно сопло выполнено с возможностью создания струи под давлением, которая по существу параллельна ведущей поверхности первой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей; струя под давлением может быть расположена ближе к ведущей поверхности первой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей, чем к задней поверхности второй фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей. Первая лопасть из множества лопастей может иметь профиль режущей кромки, и направляющая кромка повторяет профиль режущей кромки. Отверстие для выноса бурового шлама может иметь профиль промывочного канала, и направляющая кромка может повторять профиль промывочного канала. Первая лопасть из множества лопастей может иметь профиль режущей кромки, отверстие для выноса бурового шлама может иметь профиль промывочного канала; направляющая кромка может иметь более крутой профиль, чем профиль режущей кромки и профиль промывочного канала.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0013] Для более подробного описания вариантов осуществления настоящего изобретения, ниже даны ссылки на прилагаемые чертежи, на которых показано следующее.
[0014] На фиг. 1 показан вид с торца бурового долота с направляющей потока.
[0015] На фиг. 2 показан частичный вид в перспективе бурового долота с направляющей потока.
[0016] На фиг. 3 показан частичный вид в разрезе бурового долота, иллюстрирующая поток бурового раствора.
[0017] На фиг. 3А показан частичный вид в разрезе бурового долота, иллюстрирующая канал потока, показанный на фиг. 3.
[0018] На фиг. 4 показан частичный вид в перспективе бурового долота с направляющей потока, имеющей направляющую кромку, повторяющую профиль режущей кромки.
[0019] На фиг. 5 показан частичный вид в перспективе бурового долота с направляющей потока, имеющей направляющую кромку, повторяющую профиль промывочного канала.
[0020] На фиг. 6 показан частичный вид в перспективе бурового долота с направляющей потока, имеющей направляющую кромку, повторяющую крутой профиль.
[0021] На фиг. 7 показано изображение бурового долота с направляющей потока.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0022] Следует отметить, что следующее раскрытие описывает несколько являющихся примером вариантов осуществления для реализации отличающихся элементов, конструкций или функций изобретения. Являющиеся примером варианты осуществления компонентов, устройств и конфигураций описаны ниже для упрощения настоящего раскрытия; вместе с тем, данные, являющиеся примером вариантов осуществления предложены только, как примеры и не служат ограничению объема изобретения. Дополнительно, в настоящем раскрытии могут повторяться ссылочные цифры и/или буквы в различных являющихся примером вариантах осуществления и на фигурах, представленных в данном документе. Данное повторение служит достижению простоты и ясности и не диктует взаимосвязей между различными являющимися примером вариантами осуществления и/или конфигурациями, рассмотренными на различных фигурах. Кроме того, формирование первого элемента поверх или на втором элементе в следующем описании может включать в себя варианты осуществления, где первый и второй элементы имеют непосредственный контакт, и могут также включать в себя варианты осуществления, в которых использованы дополнительные элементы, заполняющие промежуток между первым и вторым элементами, таким образом, что первый и второй элементы могут не иметь непосредственного контакта. Наконец, являющиеся примером варианты осуществления, представленные ниже, могут быть объединены в любой комбинации, т.е., любой элемент из одного являющегося примером варианта осуществления может применяться в любом другом являющемся примером варианте осуществления без отхода от объема раскрытия.
[0023] Дополнительно, некоторые термины применяются по всему следующему описанию и формуле изобретения для ссылок на частные компоненты. Специалисту в данной области техники понятно, что различные позиции могут относиться к одному компоненту под разными наименованиями, и поэтому соглашение о наименованиях элементов, описанных в данном документе, не служит для ограничения объема изобретения, если иное конкретно не указано в данном документе. Дополнительно, соглашение о наименованиях, используемое в данном документе, не служит для установления различий между компонентами, которые отличаются наименованием но не функцией. Дополнительно, в следующем рассмотрении и формуле изобретения термины "включающий в себя" и "содержащий" применяются в виде неограничевающей формы, и должны интерпретироваться, как "включающий в себя, без ограничения этим". Все численные значения в данном раскрытии могут быть точными или приблизительными значениями, если иное конкретно не указано. Соответственно, различные варианты осуществления раскрытия могут отклоняться от чисел, значений и диапазонов, раскрытых в данном документе, без отхода от предложенного объема. Кроме того, при использовании в формуле изобретения и описании, термин "или" включает в себе оба, эксклюзивный и инклюзивный случаи, т.е. "А или В" является синонимом "по меньшей мере одно из А и В", если иное конкретно не указано в данном документе.
[0024] Как показано на фиг. 1, буровое долото 10 с фиксированными резцами содержит корпус 12 долота, имеющий множество разделенных угловыми интервалами фиксированных лопастей 14. На виде с торца фиг. 1 долото должно вращаться против часовой стрелки для бурения. Каждая фиксированная лопасть 14 включает в себя множество режущих элементов 16, расположенных на уступе 18 на ведущей поверхности 20 фиксированной лопасти 14. Отверстия 22 для выноса бурового шлама выполнены между каждой ведущей поверхностью 20 и задней поверхностью 24 смежной фиксированной лопасти 14. Множество сопел 26 расположено в корпусе 12 долота между фиксированными лопастями 14 и ведут в отверстие 22 для выноса бурового шлама. Сопла 26 выполнены заподлицо или утоплены в поверхность корпуса 12 долота.
[0025] Ведущая поверхность 20 каждой фиксированной лопасти 14 также включает в себя направляющую 28 потока. Как показано на фиг. 1 и 2, направляющая 28 потока выступает из ведущей поверхности 20 фиксированной лопасти 14 в отверстие 22 для выноса бурового шлама. Направляющая 28 потока может быть образована основанием 30, передней кромкой 32 и направляющей кромкой 36. В некоторых вариантах осуществления, основание 30 расположено на корпусе 12 долота. Другими словами, направляющая 28 потока может проходит продольно от корпуса 12 долота вдоль ведущей поверхности 20 фиксированной лопасти 14. Направляющая 28 потока может содержать переднюю кромку 32 (на фиг. 2) которая смещена от внутренней кромки 34 (на фиг. 2) фиксированной лопасти 14. Передняя кромка 32 может быть наклонной или искривленной относительно поверхности перпендикулярной фиксированной лопасти 14. Направляющая 28 потока может также включать в себя направляющую кромку 36, которая может быть смещена от и, по существу, повторять профиль уступа 18 фиксированной лопасти 14.
[0026] Сопло 26 и направляющую 28 потока можно назвать функционально связанными, если в процессе применения (1) струя под давлением, выходящая из сопла 26, расположена ближе к ведущей поверхности 20 одной частной лопасти из множества фиксированных лопастей 14, чем к ведущей поверхности любой другой лопасти из множества фиксированных лопастей, и (2) направляющая 28 потока выступает из ведущей поверхности 20 данной частной лопасти. Сопло 26 и направляющая 28 потока, показанные на частичном виде фиг. 2, являются функционально связанными. Когда сопло 26 и направляющая 28 потока являются функционально связанными, струя под давлением бурового раствора 38, созданная соплом 26 может быть, по существу, параллельной передней кромке 32. В некоторых вариантах осуществления струя под давлением, являющаяся по существу параллельной передней кромке, означает, что струя под давлением после выхода из сопла 26 не напрямую сталкивается с передней кромкой 32. В некоторых вариантах осуществления струя под давлением, являющаяся по существу параллельной передней кромке, означает, что скорость текучей среды на передней кромке 32 уменьшена по сравнению со скоростью текучей среды при выходе из сопла 26 по меньшей мере на 50%.
[0027] В некоторых вариантах осуществления направляющая 28 потока может содержать металл, такой как железо (Fe), никель (Ni), кобальт (Со), медь (Сu), алюминий (Al) или титан (Ti) и их сплавы, керамический материал, такой как оксид алюминия, и/или полимер, такой как термопласт. Направляющая 28 потока может, если необходимо, иметь покрытие из гидрофобного материала и/или износостойкого и стойкого к эрозии материала, такого как полиэтилен, армированный металлическими вкраплениями, или полученный методом химического восстановления никель-фосфорный (Ni-P) сплав с керамическими вкраплениями. Альтернативно, направляющая 28 потока может быть выполнена почти целиком из гидрофобного материала.
[0028] В некоторых вариантах осуществления направляющая 28 потока может быть выполнена заодно целое с фиксированной лопастью 14, например, выполненной станочной обработкой из стальной заготовки, используемой для изготовления бурового долота 10. Альтернативно, направляющая 28 потока может быть изготовлена отдельно от бурового долота 10, например станочной обработкой или печатью на 3D принтере, и затем скреплена с фиксированной лопастью 14, например, пайкой или склеиванием. Направляющая 28 потока может также быть скреплена с фиксированной лопастью 14, например, болтовым соединением.
[0029] На фиг. 3, частичный вид в разрезе бурового долота 10 показан для иллюстрации потока бурового раствора 38, проходящего через сопло 26 и вокруг бурового долота 10, установленного в стволе 40 скважины. Корпус 12 долота имеет поверхность 46 корпуса, от которой проходят фиксированные лопасти 14. В показанном примере поверхность 46 является выпуклой. В общем, корпус долота, имеющий выпуклую поверхность, является таким, что линия, соединяющая любые две точки выпуклой поверхности, лежит в корпусе долота или на нем. В некоторых вариантах осуществления, выпуклая поверхность 46 может быть полусферической. В других вариантах осуществления выпуклая поверхность 46 может иметь форму усеченного конуса. В других вариантах осуществления выпуклая поверхность 46 может быть параболической. В других вариантах осуществления выпуклая поверхность 46 может быть граненой. Сопло 26 установлено в корпусе 12 долота и расположено заподлицо с выпуклой поверхностью 46 или утоплено ниже выпуклой поверхности 46. Буровой раствор 38 выходит из сопла 26 и проходит для возврата вверх через ствол скважины 40. Как показано, направляющая 28 потока проходит продольно от выпуклой поверхности 46 вдоль ведущей поверхности 20 фиксированной лопасти 14. Направляющая 28 потока направляет часть бурового раствора 38 от корпуса 12 долота и в направлении к режущим элементам 16. При постоянном расходе буровой раствор 38 должен ускоряться, благодаря сужению, образованному направляющей 28 потока, результатом является увеличенная скорость потока, проходящего по режущим элементам 16. В дополнение, в отсутствие направляющей 28 потока, функционально связанной с соплом 26, скорость потока, проходящего по режущим элементам 16 может быть ниже, чем при наличии направляющей потока. Таким образом, направляющая 28 потока обуславливает увеличение гидравлического срезающего усилия на множестве режущих элементов 16, установленных на фиксированной лопасти 14.
[0030] В примере, показанном на фиг.3 и 3А, направляющая кромка 36 и множество режущих элементов 16 образуют непрерывный канал 44 потока. В некоторых вариантах осуществления непрерывный канал 44 потока перекрывает по ширине два или больше из множества режущих элементов 16. В некоторых вариантах осуществления непрерывный канал 44 потока проходит по пути, включающем в себя по меньшей мере половину длины уступа 18 фиксированной лопасти 14. Канал 44 потока имеет участок 42 входа потока выше по каналу 44 потока относительно потока бурового раствора 38, выходящего из сопла 26. Как показано, сопло 26 направляет буровой раствор 38 к участку 42 входа потока.
[0031] Поскольку направляющая 28 потока установлена в отверстии 22 для выноса бурового шлама, размер, форма и расположение направляющей 28 потока разработаны такими, что не снижают возможности бурового долота 10 по перемещению выбуренной породы от бурового долота 10 через отверстия 22 для выноса бурового шлама. В некоторых вариантах осуществления размер, форма и расположение направляющей 28 потока могут отличаться от варианта осуществления, проиллюстрированного в данном документе, поскольку зависят от конфигурации конкретного бурового долота и окружающей среды, для эксплуатации в которой долото предназначено. В некоторых вариантах осуществления направляющая 28 потока может перекрывать около половины высоты фиксированных лопастей 14. В некоторых вариантах осуществления толщина направляющей 28 потока может варьироваться между 6 и 10 мм, то есть, направляющая 28 потока может выступать из ведущей поверхности 20 одной из фиксированных лопастей на расстояние, которое варьируется между 6 и 10 мм. В некоторых вариантах осуществления направляющая 28 потока может выступать из ведущей поверхности 20 одной из фиксированных лопастей на расстояние, которое варьируется между 3 и 15 миллиметров. В некоторых вариантах осуществления направляющая 28 потока может выступать из ведущей поверхности 20 одной из фиксированных лопастей на расстояние, которое варьируется с учетом размера отверстия 22 для выноса бурового шлама.
[0032] На фиг. 4 показан частичный вид в перспективе бурового долота 110 с направляющей 128 потока, имеющей направляющую кромку 136, повторяющую профиль режущей кромки. Данные численного моделирования показывают, что конфигурация данного типа является особенно эффективной для увеличения гидравлического срезающего усилия на множестве режущих элементов 116, установленных на фиксированной лопасти 114 бурового долота 110. Например, абсолютная величина гидравлического срезающее усилие, вычисленной в данной конфигурации, выше абсолютной величины гидравлического срезающего усилия, вычисленного в конфигурации, где множество дискретных препятствий для потока выступают из ведущей поверхности 120 фиксированной лопасти 114.
[0033] Первая лопасть из множества фиксированных лопастей 114 имеет уступ 118. Контур формы уступа, выступающий в продольной полуплоскости, является режущей кромкой профиля уступа. В примере фиг. 4 профиль 148 режущей кромки содержит плоский участок 148а, который перекрывает торец бурового долота 110, конический участок 148b поверх уступа бурового долота 110, и другой плоский участок 148 с, который перекрывает калибрующую часть бурового долота 110. Направляющая кромка 136 направляющей 128 потока смещена в направлении внутрь от и, по существу, повторяет профиль 148 режущей кромки.
[0034] На фиг. 5 показан частичный вид в перспективе бурового долота 210 с направляющей 228 потока, имеющей направляющую кромку 236, повторяющую профиль промывочного канала. Данные численного моделирования также показывают, что конфигурация данного типа является эффективной для увеличения гидравлического сдвигающего напряжения на множестве режущих элементов 216, установленных на фиксированной лопасти 214. В дополнение, данная конфигурация направляющей кромки 236 может также отклонять ленты выбуренной породы, генерируемые режущими элементами 216, в направлении к калибрующей части бурового долота 210.
[0035] Буровое долото 210 имеет корпус 212 долота от которого проходит множество лопастей 214. Корпус 212 долота имеет поверхность 246, которая является выпуклой. Отверстие 222 для выноса бурового шлама образовано между каждой парой фиксированных лопастей. Контур формы отверстия для выноса бурового шлама, выступающий в продольной полуплоскости является профилем промывочного канала. Он совпадает с контуром формы корпуса долота, выступающим в продольной полуплоскости. В примере фиг. 5 профиль промывочного канала 248 содержит последовательность дуг. Направляющая кромка 236 смещена в направлении наружу от, и повторяет профиль 248 промывочного канала. В данном случае, направляющая 228 потока проходит продольно от выпуклой поверхности корпуса 246, по существу с постоянной высотой.
[0036] На фиг. 6 показан частичный вид в перспективе бурового долота 310 с направляющей 328 потока, имеющей направляющую кромку 336, повторяющую профиль, который круче, чем оба профиля: профиль 348а режущей кромки и профиль 348b промывочного канала. Значительная часть 336а направляющей кромки 336 имеет наклон под меньшим углом по отношению к продольной оси бурового долота, чем оба профиля: профиль 348а режущей кромки и профиль 348b промывочного канала.
[0037] На фиг. 7 показано изображение бурового долота 410 с направляющей потока. Изготовили два аналогичных варианта бурового долота, один вариант для бурения стволов скважин диаметром 8,5 дюймов (216 мм), и другой вариант для бурения стволов скважин несколько большего диаметра 8,75 дюймов (222 мм).
[0038] В примере фиг. 7 буровое долото 410 имеет 5 лопастей 414а-414е, образующих 5 отверстий 422а-422е для выноса бурового шлама между ними. Направляющая потока проходит в продольном направлении от выпуклой поверхности корпуса долота вдоль ведущей поверхности каждой из 5 лопастей; а именно, буровое долото 410 содержит 5 направляющих 428а-428е потока. Каждая из направляющих потока функционально связана по меньшей мере с одним из сопел, 426а-426е, соответственно. Сопла утоплены ниже выпуклой поверхности корпуса долота. Каждое из сопел 426а-426е создает струю под давлением по существу параллельную одной из ведущих поверхностей фиксированных лопастей 414а-414е. Каждое из сопел 426а-426е ведет в одно из отверстий 422а-422е для выноса бурового шлама. По меньшей мере некоторые из сопел 426а-426е установлены в отверстиях 422а-422е для выноса бурового шлама для создания струи под давлением, которая расположена ближе к ведущей поверхности первой фиксированной лопасти, образующей отверстие для выноса бурового шлама, чем к задней поверхности второй смежной фиксированной лопасти, образующей отверстие для выноса бурового шлама.
[0039] Отмечается, что буровое долото 410 включает в себя дополнительные сопла, которые не связаны с направляющей потока и которые не установлены в отверстиях для выноса бурового шлама для создания струи под давлением, которая расположена ближе к ведущей поверхности первой фиксированной лопасти, образующей отверстие для выноса бурового шлама, чем к задней поверхности второй фиксированной лопасти, образующей отверстие для выноса бурового шлама.
[0040] Без ограничения теорией, считаем, что гидравлические показатели работы бурового долота 410 уменьшают налипание на долото в глинистых породах, и обеспечивают эффективную очистку большего объема выбуренной породы, чем буровое долото без направляющей потока. Таким образом, ствол скважины можно бурить с более высокой скоростью проходки, как показано в следующих примерах.
Пример 1
[0041] Буровое долото с направляющей потока, показанное на фиг. 7, применяли для бурения через пласт глинистых сланцев месторождения Marcellus в штате Пенсильвания, США. Буровое долото с направляющей потока было установлено на забойном двигателе с кривым переводником для бурения вначале криволинейной секции ствола скважины длиной около 1250 футов (381 м) в скользящем режиме и затем бурения боковой секции ствола скважины длиной около 5500 фут (1678 м) в режиме с вращением колонны. Ствол скважины имел диаметр 8,5 дюймов (216 мм). Буровое долото с направляющей потока достигло средней скорости проходки 110 футов/час (34 м/час) в криволинейной секции, и средней скорости больше 145 футов/час (44 м/час) в боковой секции, что дает общее среднее значение 139 футов/час (42 м/час). В первой соседней скважине, имеющей тот же диаметр и в том же пласте буровое долото без направляющая потока достигало средней скорости проходки 77 футов/час (23 м/час) (уменьшение приблизительно 45% в сравнении с буровым долотом, показанным на фиг. 7). Во второй соседней скважине, имеющей тот же диаметр и в тех же пластах другое буровое долото без направляющей потока достигало средней скорости проходки 105 футов/час (32 м/час) (уменьшение приблизительно 25% в сравнении с буровым долотом, показанным на фиг. 7).
Пример 2
[0042] Буровое долото с направляющей потока, показанное на фиг. 7 применяли для бурения в депрессии Denver-Julesburg, штат Колорадо, США. Ствол скважины бурили через пласты Parkman, Sussex и Shanno, который состоят из глинистых сланцев и примесей алевритового песчаника. Буровое долото с направляющей потока было установлено на гидравлический забойный двигатель для бурения вертикальной секции длиной около 5500 фут (1678 м) ствола скважины. Ствол скважины имел диаметр 8,75 дюймов (222 мм). Буровое долото с направляющей потока достигало средней скорости проходки 359 футов/час (109 м/час). Данную скорости проходки сравнивали со скоростями проходки, достигнутыми с буровыми долотами без направляющей потока в соседних скважинах аналогичной длины (по меньшей мере 4500 футов (1373 м) и глубиной в диапазоне от около 1000 футов (305 м) до около 7500 футов (2288 м). Скорость проходки, достигнутая с буровым долотом с направляющей потока была наивысшей. Следующая лучшая средняя скорость проходки составляла 271 футов/час (83 м/час) (уменьшение приблизительно 25%). Третья лучшая средняя скорость проходки составляла 243 футов/час (74 м/час) (уменьшение 32%). Скорость проходки, достигнутая с буровым долотом с направляющей потока, средняя по всем соседним скважинам пробуренным с данным диаметром составляла 201 футов/час (61 м/час) (уменьшение приблизительно 45%).
[0043] Хотя изобретение допускает различные модификациии альтернативные формы, его конкретные варианты осуществления показаны в виде примера в чертежах и описании. Следует отметить, вместе с тем, что чертежи и подробное описание не служат для ограничения изобретения раскрытой частной формой, но напротив, целью является охват всех модификации, эквивалентов и альтернатив, относящихся к сущности и объему настоящего изобретения.
Claims (69)
1. Буровое долото, содержащее:
корпус долота, имеющий поверхность корпуса;
множество фиксированных лопастей, проходящих от корпуса долота, каждая из которых имеет ведущую поверхность и заднюю поверхность;
множество сопел, установленных на поверхности корпуса для выведения бурового раствора из корпуса долота; и
множество направляющих потока для направления части бурового раствора от корпуса долота,
причем каждая из множества направляющих потока проходит в продольном направлении от поверхности корпуса, и
каждая из множества направляющих потока проходит вдоль ведущей поверхности одной из множества фиксированных лопастей.
2. Буровое долото по п. 1, в котором по меньшей мере одна фиксированная лопасть из множества фиксированных лопастей имеет профиль режущей кромки поверх торцевой части бурового долота, и
при этом по меньшей мере одна направляющая потока из множества направляющих потока содержит направляющую кромку, которая повторяет профиль режущей кромки.
3. Буровое долото по п. 1, в котором поверхность корпуса имеет профиль промывочного канала поверх торцевой части бурового долота, и
при этом по меньшей мере одна из множества направляющих потока содержит направляющую кромку, которая повторяет профиль промывочного канала.
4. Буровое долото по п. 1, в котором по меньшей мере одна фиксированная лопасть из множества фиксированных лопастей имеет профиль режущей кромки поверх торцевой части бурового долота, при этом
поверхность корпуса имеет профиль промывочного канала поверх торцевой части бурового долота, а
по меньшей мере одна направляющая потока из множества направляющих потока содержит направляющую кромку, которая имеет более крутой профиль, чем профиль режущей кромки и профиль промывочного канала.
5. Буровое долото по п. 1, дополнительно содержащее режущие элементы, установленные на ведущей поверхности одной фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей,
при этом по меньшей мере одна из множества направляющих потока содержит направляющую кромку,
направляющая кромка и режущие элементы образуют расположенные рядом стороны непрерывного канала потока, имеющего участок входа потока, и
при этом по меньшей мере одно сопло из множества сопел выполнено с возможностью направления бурового раствора к участку входа потока непрерывного канала потока.
6. Буровое долото по п. 5, в котором обеспечена возможность ускорения бурового раствора в непрерывном канале потока.
7. Буровое долото по п. 1, в котором по меньшей мере одна направляющая потока из множества направляющих потока содержит гидрофобный материал.
8. Буровое долото по п. 1, в котором по меньшей мере одна направляющая потока из множества направляющих потока содержит переднюю кромку, смещенную от внутренней кромки по меньшей мере одной из множества фиксированных лопастей, при этом внутренняя кромка является радиально самой внутренней кромкой по меньшей мере одной из множества фиксированных лопастей.
9. Буровое долото по п. 8, в котором по меньшей мере одно сопло из множества сопел выполнено с возможностью создания струи под давлением, которая после выхода из по меньшей мере одного из множества сопел является, по существу, параллельной передней кромке.
10. Буровое долото по п. 1, в котором каждая направляющая потока из множества направляющих потока выполнена с возможностью увеличения гидравлического сдвигающего напряжения на множестве режущих элементов, установленных на каждой из множества фиксированных лопастей.
11. Буровое долото по п. 1, в котором по меньшей мере одно сопло из множества сопел выполнено с возможностью создания струи под давлением, которая является, по существу, параллельной ведущей поверхности первой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей, и
при этом струя под давлением расположена ближе к ведущей поверхности первой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей, чем к задней поверхности второй фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей.
12. Буровое долото, содержащее:
корпус долота;
множество фиксированных лопастей, проходящих от корпуса долота;
множество режущих элементов, установленных на каждой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей;
отверстие для выноса бурового шлама, расположенное между ведущей поверхностью первой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей и задней поверхностью второй фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей;
по меньшей мере одно сопло, расположенное в корпусе долота и ведущее в отверстие для выноса бурового шлама; и
направляющую потока, выступающую из ведущей поверхности первой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей и от корпуса долота,
при этом направляющая потока выполнена с возможностью направления текучей среды от указанного по меньшей мере одного сопла перед множеством режущих элементов, установленных на первой лопасти из множества лопастей,
причем направляющая потока выступает из ведущей поверхности первой из множества фиксированных лопастей на толщину, которая варьируется между 3 и 15 миллиметрами.
13. Буровое долото по п. 12, в котором первая лопасть из множества лопастей имеет профиль режущей кромки, а
направляющая потока содержит направляющую кромку, которая повторяет профиль режущей кромки.
14. Буровое долото по п. 12, в котором отверстие для выноса бурового шлама имеет профиль промывочного канала, а
направляющая потока содержит направляющую кромку, которая повторяет профиль промывочного канала.
15. Буровое долото по п. 12, в котором первая лопасть из множества лопастей имеет профиль режущей кромки, при этом
отверстие для выноса бурового шлама имеет профиль промывочного канала, а направляющая потока содержит направляющую кромку, которая имеет более крутой профиль, чем профиль режущей кромки и профиль промывочного канала.
16. Буровое долото, содержащее:
корпус долота;
множество фиксированных лопастей, проходящих от корпуса долота;
множество режущих элементов, установленных на каждой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей;
отверстие для выноса бурового шлама, расположенное между ведущей поверхностью первой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей и задней поверхностью второй фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей;
по меньшей мере одно сопло, установленное на корпусе долота и ведущее в отверстие для выноса бурового шлама;
направляющую потока, выступающую из ведущей поверхности первой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей и от корпуса долота, причем направляющая потока имеет направляющую кромку; и
непрерывный канал потока, образованный по меньшей мере частично направляющей кромкой и множеством режущих элементов, установленных на первой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей, причем непрерывный канал потока имеет участок входа потока,
при этом указанное по меньшей мере одно сопло выполнено с возможностью направления текучей среды к участку входа потока непрерывного канала потока.
17. Буровое долото по п. 16, в котором по меньшей мере одно сопло выполнено с возможностью создания струи под давлением, которая является, по существу, параллельной ведущей поверхности первой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей, и
при этом струя под давлением расположена ближе к ведущей поверхности первой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей, чем к задней поверхности второй фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей.
18. Буровое долото по п. 17, в котором первая лопасть из множества лопастей имеет профиль режущей кромки поверх торцевой части бурового долота, а направляющая кромка повторяет профиль режущей кромки.
19. Буровое долото по п. 17, в котором отверстие для выноса бурового шлама имеет профиль промывочного канала поверх торцевой части бурового долота, а направляющая кромка повторяет профиль промывочного канала.
20. Буровое долото по п. 17, в котором первая лопасть из множества лопастей имеет профиль режущей кромки поверх торцевой части бурового долота, при этом отверстие для выноса бурового шлама имеет профиль промывочного канала поверх торцевой части бурового долота, и направляющая кромка имеет более крутой профиль, чем профиль режущей кромки и профиль промывочного канала.
21. Буровое долото, содержащее:
корпус долота, имеющий поверхность корпуса;
множество фиксированных лопастей, проходящих от поверхности корпуса, каждая из которых имеет ведущую поверхность, заднюю поверхность и уступ;
отверстие для выноса бурового шлама, расположенное между ведущей поверхностью первой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей и задней поверхностью второй фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей; и
направляющую потока, расположенную в отверстии для выноса бурового шлама, причем направляющая потока проходит в осевом направлении от поверхности основания, расположенной в отверстии для выноса бурового шлама и на поверхности корпуса, на расстояние около половины высоты первой из множества фиксированных лопастей до поверхности направляющей кромки, которая смещена внутрь от уступа первой из множества фиксированных лопастей; и
при этом поверхность направляющей кромки проходит от ведущей поверхности первой из множества фиксированных лопастей до поверхности направляющей потока, которая проходит вдоль ведущей поверхности первой из множества фиксированных лопастей.
22. Буровое долото по п. 21, в котором направляющая потока выступает из ведущей поверхности первой из множества фиксированных лопастей на толщину, которая варьируется между 3 и 15 миллиметрами.
23. Буровое долото, содержащее:
корпус долота;
множество фиксированных лопастей, проходящих от корпуса долота;
множество режущих элементов, расположенных на каждой из множества фиксированных лопастей;
отверстие для выноса бурового шлама, расположенное между ведущей поверхностью первой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей и задней поверхностью второй фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей;
по меньшей мере одно сопло, установленное на корпусе долота и ведущее в отверстие для выноса бурового шлама;
направляющую потока, выступающую из ведущей поверхности первой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей и от корпуса долота и имеющую направляющую кромку, причем направляющая кромка формирует одну из двух расположенных рядом сторон непрерывного канала потока, при этом по меньшей мере два из множества режущих элементов формируют вторую из двух расположенных рядом сторон непрерывного канала потока, а по меньшей мере одно сопло выполнено с возможностью направления текучей среды к участку входа потока непрерывного канала потока.
24. Буровое долото по п. 23, в котором непрерывный канал потока проходит по пути, включающему в себя по меньшей мере половину длины уступа первой фиксированной лопасти из множества фиксированных лопастей.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201462036796P | 2014-08-13 | 2014-08-13 | |
| US62/036,796 | 2014-08-13 | ||
| PCT/US2015/044804 WO2016025570A2 (en) | 2014-08-13 | 2015-08-12 | Fixed cutter drill bit with flow guide |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017102994A RU2017102994A (ru) | 2018-09-13 |
| RU2017102994A3 RU2017102994A3 (ru) | 2018-10-15 |
| RU2675615C2 true RU2675615C2 (ru) | 2018-12-20 |
Family
ID=55304758
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017102994A RU2675615C2 (ru) | 2014-08-13 | 2015-08-12 | Буровое долото с фиксированными резцами с направляющей потока |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9976357B2 (ru) |
| BR (1) | BR112017002655B1 (ru) |
| CA (1) | CA2955233C (ru) |
| GB (1) | GB2542320B (ru) |
| NO (1) | NO20170075A1 (ru) |
| RU (1) | RU2675615C2 (ru) |
| SA (1) | SA517380882B1 (ru) |
| WO (1) | WO2016025570A2 (ru) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10710148B2 (en) | 2017-02-27 | 2020-07-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of forming forged fixed-cutter earth-boring drill bit bodies |
| CN110264065B (zh) * | 2019-06-18 | 2022-03-01 | 中国石油化工集团有限公司 | 页岩气压裂高压控制元件的全生命周期管理系统 |
| GB202111604D0 (en) * | 2021-08-12 | 2021-09-29 | Nov Downhole Eurasia Ltd | Drill bit |
| WO2024050454A1 (en) * | 2022-08-31 | 2024-03-07 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Earthboring tools, nozzles, and associated structures, apparatus, and methods |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1023061A1 (ru) * | 1982-01-06 | 1983-06-15 | Goj Vladimir L | Буровое долото |
| SU1775544A1 (en) * | 1988-09-28 | 1992-11-15 | Kuzbassk Polt Inst | Rotary drilling bit |
| US6079507A (en) * | 1996-04-12 | 2000-06-27 | Baker Hughes Inc. | Drill bits with enhanced hydraulic flow characteristics |
| US6129161A (en) * | 1998-07-22 | 2000-10-10 | Camco International (Uk) Limited | Rotary drill bits with extended bearing surfaces |
| WO2012023052A2 (en) * | 2010-08-17 | 2012-02-23 | X-Treme Energy Group, Inc. | High efficiency hydraulic drill bit |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4460053A (en) | 1981-08-14 | 1984-07-17 | Christensen, Inc. | Drill tool for deep wells |
| US7237628B2 (en) | 2005-10-21 | 2007-07-03 | Reedhycalog, L.P. | Fixed cutter drill bit with non-cutting erosion resistant inserts |
| US20100147594A1 (en) * | 2006-11-08 | 2010-06-17 | Nd Downhole Technology Ltd. | Reverse nozzle drill bit |
| US20090120008A1 (en) | 2007-11-09 | 2009-05-14 | Smith International, Inc. | Impregnated drill bits and methods for making the same |
| US9103170B2 (en) | 2008-05-16 | 2015-08-11 | Smith International, Inc. | Impregnated drill bit |
| US8020639B2 (en) | 2008-12-22 | 2011-09-20 | Baker Hughes Incorporated | Cutting removal system for PDC drill bits |
| US20100270078A1 (en) | 2009-04-28 | 2010-10-28 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus to thwart bit balling of drill bits |
| US8746375B2 (en) * | 2011-05-19 | 2014-06-10 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore tools having superhydrophobic surfaces, components of such tools, and related methods |
| CA2839696C (en) | 2011-06-22 | 2019-10-29 | Smith International, Inc. | Fixed cutter drill bit with core fragmentation feature |
| US8997897B2 (en) | 2012-06-08 | 2015-04-07 | Varel Europe S.A.S. | Impregnated diamond structure, method of making same, and applications for use of an impregnated diamond structure |
| US10125550B2 (en) | 2013-09-11 | 2018-11-13 | Smith International, Inc. | Orientation of cutting element at first radial position to cut core |
-
2015
- 2015-08-12 RU RU2017102994A patent/RU2675615C2/ru active
- 2015-08-12 US US14/824,453 patent/US9976357B2/en active Active
- 2015-08-12 BR BR112017002655-4A patent/BR112017002655B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2015-08-12 WO PCT/US2015/044804 patent/WO2016025570A2/en not_active Ceased
- 2015-08-12 GB GB1700865.7A patent/GB2542320B/en not_active Expired - Fee Related
- 2015-08-12 CA CA2955233A patent/CA2955233C/en not_active Expired - Fee Related
-
2017
- 2017-01-18 NO NO20170075A patent/NO20170075A1/en not_active Application Discontinuation
- 2017-02-12 SA SA517380882A patent/SA517380882B1/ar unknown
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1023061A1 (ru) * | 1982-01-06 | 1983-06-15 | Goj Vladimir L | Буровое долото |
| SU1775544A1 (en) * | 1988-09-28 | 1992-11-15 | Kuzbassk Polt Inst | Rotary drilling bit |
| US6079507A (en) * | 1996-04-12 | 2000-06-27 | Baker Hughes Inc. | Drill bits with enhanced hydraulic flow characteristics |
| US6129161A (en) * | 1998-07-22 | 2000-10-10 | Camco International (Uk) Limited | Rotary drill bits with extended bearing surfaces |
| WO2012023052A2 (en) * | 2010-08-17 | 2012-02-23 | X-Treme Energy Group, Inc. | High efficiency hydraulic drill bit |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20170044837A1 (en) | 2017-02-16 |
| SA517380882B1 (ar) | 2021-06-21 |
| RU2017102994A (ru) | 2018-09-13 |
| WO2016025570A3 (en) | 2016-04-14 |
| NO20170075A1 (en) | 2017-01-18 |
| GB2542320B (en) | 2018-09-26 |
| GB2542320A (en) | 2017-03-15 |
| BR112017002655A2 (pt) | 2017-12-12 |
| CA2955233C (en) | 2021-12-28 |
| BR112017002655B1 (pt) | 2022-06-14 |
| US9976357B2 (en) | 2018-05-22 |
| GB201700865D0 (en) | 2017-03-01 |
| CA2955233A1 (en) | 2016-02-18 |
| RU2017102994A3 (ru) | 2018-10-15 |
| WO2016025570A2 (en) | 2016-02-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8505634B2 (en) | Earth-boring tools having differing cutting elements on a blade and related methods | |
| US6527065B1 (en) | Superabrasive cutting elements for rotary drag bits configured for scooping a formation | |
| US20060278442A1 (en) | Drill bit | |
| CN100507201C (zh) | 在地层内钻井眼的钻头和钻井系统 | |
| US20100147594A1 (en) | Reverse nozzle drill bit | |
| US8100201B2 (en) | Rotary drill bit | |
| GB2438053A (en) | Drill bit with backup cutters | |
| US11988046B1 (en) | Hydrojets rotary drill bit | |
| RU2675615C2 (ru) | Буровое долото с фиксированными резцами с направляющей потока | |
| CN112513406B (zh) | 用于移除岩石的具有固定切割器的井下工具 | |
| US11015394B2 (en) | Downhole tool with fixed cutters for removing rock | |
| US20160177630A1 (en) | Extended or raised nozzle for pdc bits | |
| US20060201670A1 (en) | Downhole apparatus | |
| US8020639B2 (en) | Cutting removal system for PDC drill bits | |
| WO2020043504A1 (en) | Drill bit with curved sludge grooves | |
| CN100458097C (zh) | 冲击钻头、包括这种钻头的钻井系统和钻井方法 | |
| US7373994B2 (en) | Self cleaning coring bit | |
| US20100276206A1 (en) | Rotary Drill Bit | |
| US20160076309A1 (en) | Curved nozzle for drill bits | |
| US9617794B2 (en) | Feature to eliminate shale packing/shale evacuation channel | |
| US7770671B2 (en) | Nozzle having a spray pattern for use with an earth boring drill bit | |
| US20140090900A1 (en) | Blade flow pdc bits | |
| US10519735B2 (en) | Downhole-milling-tool method | |
| GB2446085A (en) | Work string with shaped flow external flow channel | |
| RU2225492C2 (ru) | Буровое лопастное долото |