RU2315850C1 - Blade drill bit to drill rock having alternating rigidity - Google Patents
Blade drill bit to drill rock having alternating rigidity Download PDFInfo
- Publication number
- RU2315850C1 RU2315850C1 RU2006138881/03A RU2006138881A RU2315850C1 RU 2315850 C1 RU2315850 C1 RU 2315850C1 RU 2006138881/03 A RU2006138881/03 A RU 2006138881/03A RU 2006138881 A RU2006138881 A RU 2006138881A RU 2315850 C1 RU2315850 C1 RU 2315850C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- blade
- bit
- blades
- drill bit
- peripheral
- Prior art date
Links
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims description 20
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 claims abstract description 24
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000008719 thickening Effects 0.000 claims description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000956 alloy Substances 0.000 abstract description 2
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 abstract description 2
- 241000251468 Actinopterygii Species 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 244000223014 Syzygium aromaticum Species 0.000 description 1
- 235000016639 Syzygium aromaticum Nutrition 0.000 description 1
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 230000007017 scission Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к горной промышленности, а именно к буровым лопастным долотам, и может быть использовано при создании лопастных долот для бурения сплошным и кольцевым забоем нефтяных, гидрогеологических, геологоразведочных, дренажных и других скважин технического назначения, проходимых в горных породах, перемежающихся по крепости, а также при создании шнековых буров.The invention relates to the mining industry, and in particular to drilling paddle bits, and can be used to create paddle bits for drilling with continuous and annular face of oil, hydrogeological, exploration, drainage and other technical wells traversed in rocks, alternating in fortress, and also when creating auger drills.
Известны лопастные долота типа МС для бурения скважин различного назначения в мягких и средней крепости горных породах. Эти долота имеют две или три лопасти, армированные вставками из твердого сплава марки ВК. (Травкин B.C., Породоразрушающий инструмент для вращательного бескернового бурения скважин. М.: Недра, 1982, с.144-147).Known blade type MS for drilling wells for various purposes in soft and medium rock formations. These bits have two or three blades reinforced with carbide inserts of the VK brand. (Travkin B.C., Rock cutting tool for rotary coreless drilling. M: Nedra, 1982, p. 144-147).
Основным недостатком таких долот является невозможность бурения скважин в горных породах средней крепости с пропластками твердых пород, что значительно ограничивает область их применения.The main disadvantage of such bits is the impossibility of drilling wells in rocks of medium strength with interlayers of hard rocks, which significantly limits their scope.
Наиболее близким по технической сути аналогом является шестилопастное гидромониторное долото, у которого три лопасти выполнены укороченными по высоте, а рабочие торцы всех лопастей скошены под углом 30° по направлению против вращения долота и оснащены запрессованными в несколько рядов цилиндрическими штырями, расположенными на разной высоте (А.с. СССР №153703, опубл. 1963 г.)The closest in technical essence analogue is a six-blade hydromonitor bit, in which three blades are made shortened in height and the working ends of all blades are beveled at an angle of 30 ° against the rotation of the bit and equipped with cylindrical pins pressed in several rows located at different heights (A .s. USSR No. 153703, publ. 1963)
Описанное долото имеет ряд существенных недостатков. Во-первых, периферийная часть лопастей вооружена не только недостаточно, а катастрофически мало, в то время как средняя часть лопастей перенасыщена вооружением.The described bit has a number of significant drawbacks. Firstly, the peripheral part of the blades is not only armed insufficiently, but is catastrophically small, while the middle part of the blades is oversaturated with weapons.
Исследованиями установлено, что на разрушение внешнего кольца забоя скважины по ширине, равной или несколько большей диаметра зубков периферийного венца шарошек, расходуется от 30 до 53% энергии, затрачиваемой на разрушение всего единичного объема забоя скважины (Черкасов В.И. Исследование зависимости механической скорости и энергоемкости шарошечного бурения от площади разрушаемой поверхности и режимных параметров. Сб. научн. тр. ТАШПИ, «Совершенствование технологии разведочного бурения в Средней Азии». Вып.206. - Ташкент, 1977). Следовательно, периферийная часть лопасти лопастного долота должна иметь вооруженность, как минимум, в два раза большую, чем ее средняя часть.Studies have established that the destruction of the outer ring of the bottom of the well along a width equal to or slightly larger than the diameter of the teeth of the peripheral crown of the cones consumes from 30 to 53% of the energy spent on the destruction of the entire unit volume of the bottom of the well (Cherkasov V.I. energy consumption of cone drilling from the area of destructible surface and operating parameters. Collection of scientific papers TASHPI, "Improving the technology of exploratory drilling in Central Asia. Issue 206. - Tashkent, 1977). Consequently, the peripheral part of the blade of the blade chisel must have an armament of at least two times greater than its middle part.
Из фиг.2 и 3 видно, что на периферийной части лопасти, также как и на средней ее части, размещено по три ряда твердосплавных штырей, которые последовательно вступают в работу по мере износа штырей, опережающего по высоте ряда. Таким образом, на периферийной части лопасти в каждый момент времени работает лишь один твердосплавный штырь, который выполняет работу не только по разрушению забоя скважины, но и по формированию ее стенок, что приведет к его быстрому износу.From figure 2 and 3 it is seen that on the peripheral part of the blade, as well as on its middle part, three rows of hard-alloy pins are placed, which sequentially come into operation as the pins wear, outstripping the row height. Thus, on the peripheral part of the blade at each moment of time, only one carbide pin works, which performs not only the destruction of the bottom of the well, but also the formation of its walls, which will lead to its rapid wear.
Во-вторых, вышерасположенный ряд штырей вступит в работу только после износа нижерасположенного ряда. Но т.к. интенсивность износа периферийного вооружения лопасти гораздо выше, чем интенсивность износа вооружения в средней ее части, то прежде, чем в работу вступят штыри второго ряда, долото уже потеряет механическую скорость бурения из-за возникновения площадки затупления от первого ряда изношенных штырей.Secondly, the upstream row of pins will come into operation only after the wear of the downstream row. But since The wear rate of the peripheral armament of the blade is much higher than the wear rate of weapons in the middle part, before the pins of the second row come into operation, the bit will already lose the mechanical drilling speed due to the occurrence of a blunt pad from the first row of worn pins.
В-третьих, при значительном или полном износе первого ряда штырей перед вторым рядом штырей образуется площадка, в которой остались запрессованные штыри первого ряда, изношенные по высоте до тела лопасти. Для того чтобы внедрить в породу забоя скважины штыри второго ряда, необходимо внедрить в него и плоскую часть лопасти, образованную после износа штырей первого ряда. А чтобы вступил в работу третий ряд штырей, необходимо истереть и второй ряд штырей, после чего площадка затупления на торце лопасти увеличится вдвое.Thirdly, with significant or complete wear of the first row of pins, a platform is formed in front of the second row of pins, in which the pressed pins of the first row remain, worn in height to the body of the blade. In order to introduce the pins of the second row into the bottom hole, it is necessary to introduce the flat part of the blade formed after the wear of the pins of the first row into it. And for the third row of pins to come into operation, it is necessary to wipe the second row of pins, after which the blunt pad at the end of the blade will double.
Таким образом, чтобы отработать полностью вооружение всех трех рядов штырей, необходимо приложить к долоту весьма значительную нагрузку, которая может превысить прочностные характеристики долота и оно разрушится на забое скважины.Thus, in order to fully develop the armament of all three rows of pins, it is necessary to apply a very significant load to the bit, which can exceed the strength characteristics of the bit and it will collapse at the bottom of the well.
Техническим эффектом, ожидаемым от использования изобретения, является повышение рабочего ресурса лопастного долота за счет увеличения износостойкости периферийного вооружения и увеличение средней механической скорости бурения за счет выравниванию рабочих ресурсов вооружения, расположенного на периферии и в средней части лопасти.The technical effect expected from the use of the invention is to increase the working life of the blade bit by increasing the wear resistance of the peripheral weapons and increasing the average mechanical drilling speed by aligning the working resources of the weapon located on the periphery and in the middle part of the blade.
Указанный технический эффект достигается тем, что лопастное долото для бурения перемежающихся по крепости горных пород, состоящее из корпуса с присоединительной резьбой и каналами для прохода очистного агента, лопастей ступенчатой формы, установленных на корпусе с положительным передним углом относительно оси долота и армированных твердосплавными зубками, отличающееся тем, что торцовые поверхности всех ступеней скошены под углом 18-22° по направлению вращения долота, при этом периферийная часть лопасти выполнена с утолщением, а торец задней половины утолщения по высоте расположен ниже торца его передней половины на величину, равную половине вылета зубка над телом лопасти.The specified technical effect is achieved by the fact that the blade bit for drilling alternating rocks of the fortress, consisting of a body with a connecting thread and channels for the passage of the cleaning agent, step-shaped blades mounted on the body with a positive rake angle relative to the axis of the bit and reinforced with carbide teeth, characterized the fact that the end surfaces of all steps are beveled at an angle of 18-22 ° in the direction of rotation of the bit, while the peripheral part of the blade is made with a thickening, and the end face the bottom half of the thickening in height is located below the end of its front half by an amount equal to half of the tooth protrusion above the body of the blade.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 представлен схематическое изображение четырехлопастного долота, на фиг.2 - твердосплавный зубок формы Г23 по ГОСТ 880-75, на фиг 3 - вид по А на твердосплавный зубок формы Г23.The invention is illustrated by drawings, where Fig. 1 is a schematic illustration of a four-blade bit, in Fig. 2 is a carbide tooth of form G23 according to GOST 880-75, in Fig. 3 is a view along A of a carbide tooth of form G23.
Лопастное долото состоит из корпуса 1 (см. фиг.1) с присоединительной резьбой 2 и каналами 3 для подачи очистного агента на забой скважины, четырех лопастей 4 ступенчатой формы, армированных твердосплавными зубками 6 формы Г23, (см. фиг.2 и 3). Периферийная ступень лопасти 4 выполнена с утолщением 5. Боковые грани лопастей армированы зубками 9 формы Г54.The blade bit consists of a housing 1 (see figure 1) with a connecting thread 2 and channels 3 for supplying a cleaning agent to the bottom of the well, four blades 4 of a step shape, reinforced with carbide teeth 6 of form G23, (see figures 2 and 3) . The peripheral stage of the blade 4 is made with a thickening 5. The lateral faces of the blades are reinforced with teeth 9 of the form G54.
Лопасти 4 ступенчатой формы устанавливаются на корпусе долота с положительным передним углом (в пределах +5-15°) относительно его оси, а торцовые поверхности ступеней выполнены со скосом +18-22°, направленным в сторону вращения долота. Установка лопастей на корпусе долота под углом +5-15° способствует лучшему удалению разрушенной горной породы от забоя скважины, что подтверждено практикой отработки лопастных долот типа 2Л и 3Л серийного производства.The 4 step-shaped blades are mounted on the bit body with a positive rake angle (within + 5-15 °) relative to its axis, and the end surfaces of the steps are made with a bevel + 18-22 ° directed in the direction of rotation of the bit. The installation of the blades on the body of the bit at an angle of + 5-15 ° contributes to the best removal of the destroyed rock from the bottom of the well, which is confirmed by the practice of working off bladed bits of type 2L and 3L of serial production.
Выполнение торцовых поверхностей ступеней скошенными по направлению вращения долота объясняется следующим образом.The execution of the end surfaces of the steps beveled in the direction of rotation of the bit is explained as follows.
Теоретическими исследованиями доказано, что для разрушения горных пород средней твердости передний угол резца должен быть в пределах до +15°, а для разрушения более твердых - +5°, что обеспечивает достаточно высокие технические показатели бурения /С.С.Сулакшин. Практическое руководство по геологоразведочному бурению. - М.: Недра. 1978/. Для разрушения горных пород перемежающихся по крепости породоразрушающие инструменты режущего типа армируются твердосплавными зубками клиновидной (форма Т) или других форм (М, М2, С, СТ и др. по ГОСТ 880-75), у которых передняя грань имеет отрицательный угол встречи с породой. Например, примененный нами в качестве породоразрушающего элемента лопасти твердосплавный зубок формы Г23, обладающий высокой износостойкостью, выпускаемый отечественной промышленностью для вооружения стругов врубовых машин и одношарошечных долот, работающих в режиме резания пород крупным сколом, имеет при вершине передний отрицательный угол, равный 32° /см. фиг.2/.Theoretical studies proved that for the destruction of rocks of medium hardness, the front angle of the cutter should be in the range up to + 15 °, and for the destruction of harder - + 5 °, which provides a fairly high technical drilling performance / С.С. Сулакшин. Exploration Drilling Practical Guide. - M .: Subsoil. 1978 /. To destroy rocks alternating in fortress, rock cutting tools of the cutting type are reinforced with carbide-shaped wedge-shaped teeth (form T) or other forms (M, M2, C, ST, etc., according to GOST 880-75), in which the front face has a negative angle of encounter with the rock . For example, a carbide tooth of the G23 form, which we used as a rock cutting element of the blade, has high wear resistance and is manufactured by the domestic industry for arming plow-cutting machines and single-cone bits operating in the regime of cutting rocks with large cleavage, has a front negative angle of 32 ° / cm at the apex . figure 2 /.
Установив лопасть 4 под углом +15° относительно оси долота и выполнив торец ступени скошенным под углом +20° по ходу вращения долота, мы получаем суммарный угол наклона оси зубка к оси долота +35°. В результате, при отрицательном угле наклона передней грани твердосплавного зубка формы Г23, равном -32°, угол наклона его передней грани к оси долота будет равен +3°, что по нашему мнению вполне достаточно для породоразрушающего инструмента, работающего в горных породах, перемежающихся по крепости. При использовании в качестве рабочего элемента зубков другой формы передний угол установки лопасти может иметь другой угол в пределах 5-15°, а скошенная поверхность торцевой части лопасти - угол 18-22°.By setting the blade 4 at an angle of + 15 ° relative to the axis of the bit and making the end face of the step beveled at an angle of + 20 ° in the direction of rotation of the bit, we get the total angle of inclination of the tooth axis to the axis of the bit + 35 °. As a result, with a negative angle of inclination of the front face of the carbide tooth of the G23 shape equal to -32 °, the angle of inclination of its front face to the axis of the bit will be + 3 °, which in our opinion is quite enough for a rock cutting tool working in rocks alternating along fortresses. When using teeth of a different shape as a working element, the front angle of the blade can have a different angle within 5-15 °, and the beveled surface of the end part of the blade can have an angle of 18-22 °.
Утолщенная периферийная часть 5 лопасти 4 имеет габариты, как минимум, в два раза большие по толщине, что обеспечивает возможность размещения на ней не менее двух зубков 6 с целью выравнивания удельных работ разрушения периферийного вооружения лопасти 4 с вооружением, расположенным на средней ее части. Это обеспечивает более полное использование всего вооружения долота, снижая затраты на его изготовление.The thickened peripheral part 5 of the blade 4 has dimensions of at least two times large in thickness, which makes it possible to place at least two teeth 6 on it in order to equalize the specific work of destruction of the peripheral armament of the blade 4 with the weapon located on its middle part. This provides a more complete use of all weapons of the bit, reducing the cost of its manufacture.
Ступенчатая форма периферийной утолщенной части 5 лопасти 4 позволяет более полно использовать периферийное вооружение практически без потери механической скорости бурения в течение всего рейса, увеличивая его рабочий ресурс и, как следствие, общую износостойкость долота. С этой целью превышение передней половины 7 утолщенной части 5 лопасти 4 над задней половиной 8 утолщенной части 5 составляет величину 0,5 вылета зубка над телом лопасти 4. Данное превышение передней половины 7 утолщенной части 5 лопасти 4 над задней ее половиной 8 принято исходя из следующих соображений.The stepped shape of the peripheral thickened part 5 of the blade 4 allows you to more fully use peripheral weapons with virtually no loss of mechanical drilling speed throughout the voyage, increasing its working life and, as a result, the overall wear resistance of the bit. To this end, the excess of the front half 7 of the thickened part 5 of the blade 4 over the rear half 8 of the thickened part 5 is equal to 0.5 tooth protrusion over the body of the blade 4. This excess of the front half 7 of the thickened part 5 of the blade 4 over its rear half 8 is taken based on the following considerations.
Теоретическими исследованиями установлено, что при вдавливании индентора в горную породу лунка выкола в два раза превышает диаметр индентора, а зона с признаками предразрушения еще больше /Шрейнер Л.А., Павлова Н.Н. Механизм разрушения твердых горных пород и новые типы шарошечных долот. «Нефтяное хозяйство», №4, 1954/. Исходя из этого положения, правомерно считать, что после того, как зубок, расположенный на задней половине 8 периферийного утолщения 5, износится на половину своего вылета над телом лопасти 4 и площадь контактной поверхности его увеличится, то при даже незначительном увеличении осевой нагрузки с целью поддержания неизменной механической скорости бурения увеличится глубина и площадь зоны предразрушения, образовавшиеся под этим зубком. Последнее в свою очередь заметно облегчит работу разрушения впереди идущего зубка, размещенного на передней половине 7 периферийного утолщения 5 лопасти 4 и заметно снизит интенсивность его износа. К тому моменту, когда задний зубок 6 износится на всю свою высоту вылета над телом лопасти 4, износ всего вооружения лопасти достигнет своего максимально допустимого значения, т.е. будет выработано почти полностью.Theoretical studies have established that when an indenter is pressed into the rock, the puncture hole is twice the diameter of the indenter, and the zone with signs of prefracture is even larger / Shreiner L.A., Pavlova N.N. The mechanism of destruction of hard rocks and new types of cone bits. “Oil industry”, No. 4, 1954 /. Based on this position, it is legitimate to believe that after the tooth located on the back half 8 of the peripheral thickening 5 is worn out by half of its overhang over the body of the blade 4 and its contact surface area will increase, then even with a slight increase in axial load in order to maintain the constant mechanical drilling speed will increase the depth and area of the pre-fracture zone formed under this tooth. The latter, in turn, will significantly facilitate the work of the destruction of the anterior tooth located on the front half 7 of the peripheral thickening 5 of the blade 4 and significantly reduce the wear rate. By the time the rear tooth 6 is worn out over its entire height of departure above the body of the blade 4, the wear of all weapons of the blade will reach its maximum permissible value, i.e. will be worked out almost completely.
В результате будут выравнены объемные работы периферийного вооружения с вооружением, расположенным в средней части лопасти, увеличен общий рабочий ресурс лопастного долота и средняя механическая скорость бурения. Для подтверждения тезиса о выравнивании объемной работы разрушения периферийного и расположенного в средней части лопасти вооружения произведем расчет этих работ на каждом из указанных участков одной из лопастей долота диаметром 190 мм, армированной зубками Г23 диаметром 14 мм.As a result, the volumetric work of peripheral weapons with weapons located in the middle part of the blade will be aligned, the total working life of the blade bit and the average mechanical drilling speed will be increased. To confirm the thesis that the volumetric work of destruction of the peripheral and in the middle part of the weapon blade is aligned, we will calculate these works in each of these sections of one of the blade bits with a diameter of 190 mm, reinforced with G23 teeth with a diameter of 14 mm.
Периферийные зубки формы Г23 диаметром 14 мм совершают объемную работу разрушения на кольцевом участке забоя скважины шириной 14 мм с радиусами R1=95 мм и R2=81 мм, площадь которого равна 78 см2. С учетом работы, которую совершают периферийные зубки по калибровке стенок скважины, работая в условиях зажатой среды, равную примерно 50% от работы по разрушению кольца на плоскости забоя, общая работа будет адекватна разрушаемой площади, равной 117 см2 А, т.к. на периферии лопасти размещено два зубка, то на каждый из них будет приходиться объемная работа адекватная работе по разрушению площади равной 58,5 см2. Для сравнения рассчитаем площадь кольцевого участка, разрушаемую зубком, расположенным в средней части лопасти. Ширина этого кольца также равна 14 мм, но радиусы его следующие - R1=76 мм и R2=62 мм. Тогда разрушаемая площадь будет равна 61 см2, т.е. разница составляет всего 3,5 см2, что свидетельствует о выравнивании объемных работ разрушения периферийного и расположенного в средней части лопасти вооружения.The peripheral teeth of the form G23 with a diameter of 14 mm perform volumetric fracture work on the annular bottom hole section of a well 14 mm wide with radii R 1 = 95 mm and R 2 = 81 mm, the area of which is 78 cm 2 . Given the work that the peripheral teeth perform on calibrating the walls of the well, working in a clamped environment, equal to about 50% of the work to destroy the ring on the bottom plane, the total work will be adequate to the destructible area of 117 cm 2 A, because two teeth are placed on the periphery of the blade, then each of them will have volumetric work adequate to the work of destroying an area of 58.5 cm 2 . For comparison, we calculate the area of the annular region, destroyed by the clove located in the middle part of the blade. The width of this ring is also equal to 14 mm, but its radii are as follows - R 1 = 76 mm and R 2 = 62 mm. Then the destructible area will be equal to 61 cm 2 , i.e. the difference is only 3.5 cm 2 , which indicates the alignment of the voluminous destruction of the peripheral weapons located in the middle of the blade.
Таким образом, предлагаемое техническое решение лопастного долота имеет следующие преимущества перед известными:Thus, the proposed technical solution of the blade bits has the following advantages over the known:
1. Увеличена износостойкость периферийного вооружения и в целом рабочий ресурс лопастного долота при разбуривании горных пород средней твердости и твердых.1. Increased the wear resistance of peripheral weapons and, in general, the working life of the blade bit when drilling rocks of medium hardness and hard.
2. Практически выравнены рабочие ресурсы периферийного и расположенного в средней части лопасти вооружения, в результате чего долото снимается с отработки при равном их износе.2. The working resources of the peripheral and located in the middle part of the blade arms are almost equalized, as a result of which the bit is removed from mining with equal wear.
3. Повышается средняя механическая скорость бурения за счет более равномерного износа всего вооружения лопастей долота во времени.3. The average mechanical drilling speed increases due to a more uniform wear of the entire armament of the blade blades over time.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006138881/03A RU2315850C1 (en) | 2006-11-07 | 2006-11-07 | Blade drill bit to drill rock having alternating rigidity |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006138881/03A RU2315850C1 (en) | 2006-11-07 | 2006-11-07 | Blade drill bit to drill rock having alternating rigidity |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2315850C1 true RU2315850C1 (en) | 2008-01-27 |
Family
ID=39110021
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006138881/03A RU2315850C1 (en) | 2006-11-07 | 2006-11-07 | Blade drill bit to drill rock having alternating rigidity |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2315850C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2628359C2 (en) * | 2013-03-14 | 2017-08-16 | Смит Интернэшнл, Инк. | Cutting structures for a drill bit with fixed cutting tools |
| RU2629267C2 (en) * | 2013-03-14 | 2017-08-28 | Смит Интернэшнл, Инк. | Cutting structures for fixed cutter drill bit and other downhole drilling tools |
| US10287825B2 (en) | 2014-03-11 | 2019-05-14 | Smith International, Inc. | Cutting elements having non-planar surfaces and downhole cutting tools using such cutting elements |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU153703A1 (en) * | ||||
| SU861541A1 (en) * | 1980-01-15 | 1981-09-07 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектный институт тугоплавких металлов и твердых сплавов | Blade-type bit |
| SU1097772A1 (en) * | 1981-11-24 | 1984-06-15 | Toroptsev Nikolaj G | Blade bit |
| SU1366627A1 (en) * | 1986-05-30 | 1988-01-15 | В,Г, Савость нов, Н.М. Панин и В.Ф. Сорокин | Bladed drill bit |
| DE3228737C1 (en) * | 1982-07-31 | 1988-07-07 | Hydroc Gesteinsbohrtechnik GmbH, 5960 Olpe | Auger auger |
| RU2186193C2 (en) * | 1999-10-19 | 2002-07-27 | ОАО НПО "Буровая техника" | Rotation bit |
| RU2274722C1 (en) * | 2004-09-29 | 2006-04-20 | ЗАО "Московский опытный завод буровой техники" (МОЗБТ) | Blade drill bit |
-
2006
- 2006-11-07 RU RU2006138881/03A patent/RU2315850C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU153703A1 (en) * | ||||
| SU861541A1 (en) * | 1980-01-15 | 1981-09-07 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектный институт тугоплавких металлов и твердых сплавов | Blade-type bit |
| SU1097772A1 (en) * | 1981-11-24 | 1984-06-15 | Toroptsev Nikolaj G | Blade bit |
| DE3228737C1 (en) * | 1982-07-31 | 1988-07-07 | Hydroc Gesteinsbohrtechnik GmbH, 5960 Olpe | Auger auger |
| SU1366627A1 (en) * | 1986-05-30 | 1988-01-15 | В,Г, Савость нов, Н.М. Панин и В.Ф. Сорокин | Bladed drill bit |
| RU2186193C2 (en) * | 1999-10-19 | 2002-07-27 | ОАО НПО "Буровая техника" | Rotation bit |
| RU2274722C1 (en) * | 2004-09-29 | 2006-04-20 | ЗАО "Московский опытный завод буровой техники" (МОЗБТ) | Blade drill bit |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2628359C2 (en) * | 2013-03-14 | 2017-08-16 | Смит Интернэшнл, Инк. | Cutting structures for a drill bit with fixed cutting tools |
| RU2629267C2 (en) * | 2013-03-14 | 2017-08-28 | Смит Интернэшнл, Инк. | Cutting structures for fixed cutter drill bit and other downhole drilling tools |
| US10030452B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-07-24 | Smith International, Inc. | Cutting structures for fixed cutter drill bit and other downhole cutting tools |
| US10309156B2 (en) | 2013-03-14 | 2019-06-04 | Smith International, Inc. | Cutting structures for fixed cutter drill bit and other downhole cutting tools |
| US10287825B2 (en) | 2014-03-11 | 2019-05-14 | Smith International, Inc. | Cutting elements having non-planar surfaces and downhole cutting tools using such cutting elements |
| US11215012B2 (en) | 2014-03-11 | 2022-01-04 | Schlumberger Technology Corporation | Cutting elements having non-planar surfaces and downhole cutting tools using such cutting elements |
| US12031384B2 (en) | 2014-03-11 | 2024-07-09 | Schlumberger Technology Corporation | Cutting elements having non-planar surfaces and downhole cutting tools using such cutting elements |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2531720C2 (en) | Hybrid drilling bit with high side front inclination angle of auxiliary backup cutters | |
| US9551189B2 (en) | Polycrystalline diamond percussion drill bits using low thrust and torque for application with small diameter drill bits | |
| US5752573A (en) | Earth-boring bit having shear-cutting elements | |
| US10907417B2 (en) | Polycrystalline diamond chisel type insert for use in percussion drill bits even for use in large hole percussion drilling of oil wells | |
| US5735360A (en) | Mining bit | |
| RU2394145C1 (en) | Drilling cone bit with central flush | |
| RU2696741C1 (en) | Blade bit with wear-resistant cutting structure (embodiments) | |
| RU2315850C1 (en) | Blade drill bit to drill rock having alternating rigidity | |
| RU2332553C2 (en) | Drill bit for percussion drilling, drilling system incorporating such drill bit and well-boring method | |
| CN102400646B (en) | Composite bit formed by rotary cut bit and roller bit | |
| CN210289637U (en) | A high anti-collision PDC drill bit | |
| CN108915600B (en) | A cross-tooth diamond drill bit and its manufacturing method | |
| CN213627443U (en) | Polycrystalline diamond compact bit with butterfly-shaped cloth teeth | |
| RU2422613C1 (en) | Ring bore bit | |
| CN103758463A (en) | Diamond-impregnated bit of arc tooth | |
| CN220551065U (en) | PDC drill bit | |
| CN116988739B (en) | A high-density longitudinally arranged PDC drill bit | |
| CN114109257B (en) | A water jet assisted hob drilling device | |
| RU2268348C1 (en) | Drilling bit | |
| RU162327U1 (en) | DRILL BIT | |
| CN203729884U (en) | Diamond-impregnated drill bit with arc teeth | |
| CN209924916U (en) | Barrel-mounted gear combination rock breaking drill bit | |
| CN110242219B (en) | PDC drill bit suitable for hard formation | |
| CN209212160U (en) | It is novel to bore PDC cutter composite drill bit again | |
| CN213510451U (en) | Composite drill bit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20111108 |