NO810916L

NO810916L - DRILL CORON WITH ROLLER CUTTERS.

Info

Publication number: NO810916L
Application number: NO810916A
Authority: NO
Inventors: Percy William Schumacher
Original assignee: Reed Rock Bit Co
Priority date: 1980-03-24
Filing date: 1981-03-17
Publication date: 1981-09-25
Also published as: EP0036772A2; EP0036772A3

Description

Oppfinnelsen angår en rullemeiselborekrone for boring av borehull gjennom undergrunnsformasjoner. The invention relates to a roller bit for drilling boreholes through underground formations.

Ved boringen av borehullene gjennom undergrunnsfor-masjonene med den hensikt å lokalisere og produsere olje og gass og med den hensikt å søke og å produsere dampenergi gjennom termalbrønner, er den mest vanlige type boreinnret-ning i dag, rullemeiselborekronen med tre meisler. Denne borekrone omfatter generelt et sentralt legeme med tre bein som strekker seg nedad fra dette. Hvert bein har et innad, ragende dreielager,til hvilket en konisk formet meisel er roterbart montert. Den mest fremherskende meiselkonstruk-sjon som benyttes i en trippemeisel borekrone, er en meisel-konstruksjon med wolframkarbid-innsatser. Wolframkarbid-meiselelementer er anordnet i huller i de koniske When drilling the boreholes through the underground formations with the intention of locating and producing oil and gas and with the intention of seeking and producing steam energy through thermal wells, the most common type of drilling equipment today is the roller chisel drill bit with three chisels. This drill bit generally comprises a central body with three legs extending downwardly therefrom. Each leg has an inwardly projecting pivot bearing, to which a conical chisel is rotatably mounted. The most prevalent chisel construction used in a tripping chisel drill bit is a chisel construction with tungsten carbide inserts. Tungsten carbide chisel elements are arranged in holes in the tapers

meisler med presspasning og strekker seg utad for å frembringe en gravende, knusende og dimensjonerende aksjon i bunnen av borehullet når borekronen roterer. press-fit chisels and extend outwards to produce a digging, crushing and sizing action at the bottom of the borehole as the drill bit rotates.

Borekronen med wolframkarbid-innsats har vært kjentThe drill bit with a tungsten carbide insert has been known

og benyttet i tilnærmet de siste tredve år. De første tyve år (1950 til omkring 1970) var fagfolk av den mening at meiselkonstruksjonen i borekronen med innsatser burde være av typen uten utragende deler eller "virkelig rullemeisel". Den utragende del,som defineres med den avstand rullemeiselens rotasjonsakse er forsatt fra borekronens rotasjonsakse, var et trekk som ble funnet ved maskinerte tenner for borekroner, men var antatt å være skadelig for borekroner med innsatser på grunn av problemer med brudd i wolframkarbid-innsatsene når de ytterligere strekkrefter ble tilført ved bruk av en forskyvning av aksene. and used for approximately the last thirty years. For the first twenty years (1950 to about 1970) professionals were of the opinion that the bit construction in the drill bit with inserts should be of the type without protruding parts or "true rolling bit". The protrusion, defined by the distance the roller bit's axis of rotation is offset from the bit's axis of rotation, was a feature found in machined bit teeth, but was thought to be detrimental to insert bits due to problems with fracture of the tungsten carbide inserts when the additional tensile forces were added using an offset of the axes.

I februar 1970 ble en ny borekronekonstruksjon paten-tert ved US 3.495.668 (P.W. Schumacher Jr.) hvor en borekrone mod innsatser for første gang ble benyttet ved meisler med forsatte akser for å oppnå større dimensjonerings- og skrape-påvirkning i borehullet. Et etterfølgende US 3.696.876 (Ott) av oktober 1972, omtaler likeledes en tilsvarende oppfinnelse hvor meiselelementenes forskutte akser var innebygget i en borekrone med innsatser. In February 1970, a new drill bit construction was patented in US 3,495,668 (P.W. Schumacher Jr.) where a drill bit against inserts was used for the first time with chisels with offset axes to achieve greater dimensioning and scraping influence in the borehole. A subsequent US 3,696,876 (Ott) of October 1972 also mentions a similar invention where the offset axes of the chisel elements were built into a drill bit with inserts.

Borekroner med kombinasjonen av forsatte meisler og wolframkarbid-innsatser ble med hell innført av den foreliggende søknads søkere, Reed Rock Bit Company, i 1970 og er blitt.den mest utbredte type borekrone i boreindustrien i løpet av de siste ti år. Denne andre generasjon av borekroner som benytter forsatte akser og wolframkarbid-innsatser, er spesielt hensiktsmessig i bløte til middelsbløte formasjoner på grunn av sin dimensjonerende og skrapende påvirk-ning som forhøyer boreeffektiviteten og borekronens inntrengningshastighet i disse formasjoner. Størrelsen på forskyv--ningen som benyttes i disse borekroner, varierer i størrelses-orden fra omtrent 0,397 mm til omtrent 0,794 mm per 25,4 mm borekronediameter. Eksempelvis kan en borekrone med en diameter på 47,63 mm ha meislene forsatt totalt fra 3,175 mm til 6,350 mm. Drill bits with the combination of continuous chisels and tungsten carbide inserts were successfully introduced by the applicants of the present application, Reed Rock Bit Company, in 1970 and have become the most widely used type of drill bit in the drilling industry during the past ten years. This second generation of drill bits, which use offset axes and tungsten carbide inserts, are particularly suitable in soft to medium soft formations due to their sizing and scraping effect which increases drilling efficiency and the bit's penetration rate in these formations. The amount of displacement used in these drill bits varies in magnitude from approximately 0.397 mm to approximately 0.794 mm per 25.4 mm drill bit diameter. For example, a drill bit with a diameter of 47.63 mm can have the chisels offset in total from 3.175 mm to 6.350 mm.

Kjente borekroner som er vanlige på markedet, er begrenset i størrelsen av forskyvningen av meislene til omtrent 0,749 mm per 25,4 mm diameter. Således ligger størrel-sen på forskyvningen som benyttes ved disse borekroner for bløte formasjoner, vanligvis ved omtrent 6,350 mm for en borekronediameter på 47,630 mm. I løpet av denne ti-årsperiode, hvor borekroner med forsatte akser for innsatsene har blitt økonomisk vellykkede, har fagfolk innenfor boreteknologi generelt fulgt prinsippet om at ytterligere forskyvning av meislene utover omtrent 0,794 mm per 25,4 mm borekronediameter, ikke ville tilføre noen betydelig effektivitetsøkning eller forhøye borekronens borehastighet for å rettferdig-gjøre økningen av brudd som en slik øket forskyvning ville medføre. I virkeligheten har boretester utført med bruk av borekroner med innsatser med forskyvninger noe større enn 0,794 mm per 25,4 mm borekronediameter, vist at det kan oppnås betydelig gevinst i inntrengningshastigheten, men større risiko for brudd i innsatsene. Således har fagfolk begrenset sine konstruksjoner av borekroner med innsatser til å ha en forskyvning i størrelsesorden fra 0 til 0,794 mm. Known drill bits commonly on the market are limited in the amount of displacement of the chisels to approximately 0.749 mm per 25.4 mm diameter. Thus, the size of the displacement used by these drill bits for soft formations is usually approximately 6.350 mm for a drill bit diameter of 47.630 mm. During this ten-year period, during which offset-axis drill bits for the inserts have become economically successful, drilling technology professionals have generally followed the principle that further displacement of the bits beyond approximately 0.794 mm per 25.4 mm bit diameter would not add any significant efficiency gain or increase the drill bit's drilling speed to justify the increase in breakage that such an increased displacement would entail. In reality, drilling tests conducted using drill bits with inserts with offsets somewhat greater than 0.794 mm per 25.4 mm bit diameter have shown that significant gains in penetration rate can be achieved, but greater risk of insert breakage. Thus, those skilled in the art have limited their designs of drill bits with inserts to have a displacement in the order of 0 to 0.794 mm.

Den foreliggende oppfinnelse benytter fortrinnsvis en spesiell borekronekonstruksjon med innsatser som er meget forsatt i meiselkonstruksjonen, betydelig mer enn de områder som har vært benyttet ved vanlige borekroner med forskyvning av innsatsaksene. Det er av denne oppfinner funnet at når forskyvningen er lik eller større enn 1,588 mm per 25,4 mm borekronediameter ved en trippelmeiselborekrone, kan dot. oppnås on høyst betydelig økning i inntrengningshastigheten og borekronens ytelse. Av grunner som er ukjente for oppfinneren, øker ikke inntrengningshastigheten og boreeffektiviteten for en borekrone med forsatte innsatser betydelig fra omtrent 0,794 mm forskyvning per 25/4 mm bore-kronod i amet or (det- øvre område for kjente borekroner med forsatte innsatser) opptil omtrent 1,588 mm forskyvning per 25,4 mm borekronediameter. Det ble imidlertid oppdaget at begynnende med omtrent 1,588 mm forskyvning per 25,4 mm borekronediameter,gir et betydelig sprang i inntrengningshastigheten og boreeffektiviteten. The present invention preferably uses a special drill bit construction with inserts that are very offset in the chisel construction, significantly more than the areas that have been used with ordinary drill bits with displacement of the insert axes. It has been found by this inventor that when the displacement is equal to or greater than 1.588 mm per 25.4 mm drill bit diameter in the case of a triple chisel drill bit, dot. a very significant increase in the penetration rate and the performance of the drill bit is achieved. For reasons unknown to the inventor, the penetration rate and drilling efficiency of an offset bit does not increase significantly from about 0.794 mm displacement per 25/4 mm drill bit in the amet or (the upper range for known offset bits) up to about 1.588 mm displacement per 25.4 mm drill bit diameter. However, it was discovered that starting with approximately 1.588 mm of displacement per 25.4 mm bit diameter provides a significant leap in penetration rate and drilling efficiency.

Bruken av store forskyvninger i rullemeiselbore-kroner med maskinerte tenner er ikke i seg selv en ny utfonning. Se eksempelvis US 1.388.456 (H.W. Fletcher) fra 23. august 1921, hvor en to-meisels rullemeiselborekrone med maskinerte tenner tydelig benyttet en stor forskyvning av de to meisler. Patentet omtaler ingen spesiell størrelse The use of large offsets in roller chisel drill bits with machined teeth is not in itself a new invention. See, for example, US 1,388,456 (H.W. Fletcher) from August 23, 1921, where a two-chisel scroll chisel bit with machined teeth clearly used a large offset of the two chisels. The patent does not mention any particular size

for forskyvningen som benyttes, og så langt denne oppfinner forstår, er aldri noen industriell utførelse av Fletchers konstruksjon blitt vellykket. De vanlige borekroner med maskinerte tenner som har vært tilgjengelige i de siste 40 har i dot", vosén t .1 icjo benyttet forskyvninger i størrelses-ordenen 0,397 til 0,794 mm per 25,4 mm borekrone og har vært borekroner med tre meisler. Ikke før i 1970 med utgivelsen av US 3 495 668 (Schumacher) ble det i industrien innført bruken av borekroner med innsatser som hadde den forskyvning som allerede ble benyttet ved borekroner med maskinerte tenner. Grunnen til at meisler med stor forskyvning ikke ble betraktet å være praktiske, var at økninger av forskyvningen over 0,794 mm-grenser som tidligere er nevnt, ville vinne for the displacement employed, and so far as this inventor knows, no industrial execution of Fletcher's design has ever been successful. The conventional machine-toothed drill bits that have been available in the last 40 have in dot", vosén t .1 icjo used displacements in the order of 0.397 to 0.794 mm per 25.4 mm drill bit and have been drill bits with three chisels. Not before in 1970 with the publication of US 3,495,668 (Schumacher) the industry introduced the use of drill bits with inserts having the offset already used in machine tooth drill bits.The reason that large offset bits were not considered practical, was that displacement increases above the 0.794mm limits previously mentioned would win out

svært lite i skjæreffektivitet, men øke mengden av brudd i wolframcarbid-innsatsene i borekronetypen med innsatser. Ved å øke forskyvningen, kreves nødvendigvis også en reduksjon av meislenes størrelse for å hindre gjensidig forstyrrelse av innsatsene mot de tilstøtende meisler. Mindre meisler betyr mindre lagerområder og/eller tynnere meiselringer, very little in cutting efficiency, but increase the amount of breakage in the tungsten carbide inserts in the drill bit type with inserts. By increasing the displacement, a reduction in the size of the chisels is necessarily also required to prevent mutual interference of the inserts against the adjacent chisels. Smaller chisels mean smaller bearing areas and/or thinner chisel rings,

noe som begge kommer i tillegg til tidligere borekronesvikt. Større forskyvning betyr også mindre effektive inngrep av innsatsene mot tilstøtende meisler som igjen reduserer evnen til selvrensing av innsatsene og forhøyer "pakkingen". which both come in addition to previous drill bit failures. Greater displacement also means less effective engagement of the inserts against adjacent chisels which in turn reduces the self-cleaning ability of the inserts and increases the "packing".

Konvensjonelle dysesystemer er i det vesentlige fremstilt i to ulike typer. Den eldste type er det vanlige borefluidumsystem, hvor store, relativt ubegrensede fluidum-åpninger er anordnet på borekronens legeme, direkte over meislene for å tillate en lavtrykksstrøm med borefluidum å falle mot meislene og bevege æg rundt meislene mot bunnen av borehullet. Dette er nødvendigvis en strøm med lite volum og lav hastighet, da fluidumstrømmen slår direkte på meisel-flaten og alnasjon av meislene er et alvorlig problem under disse forhold. Den annen type av kjent borekronefluidum-system omfatter borekronene med dyser. I en slik borekrone føres en høytrykksstråle med fluidum fra borekronens legeme direkte mot formasjonens flate uten å slå mot noen av meiselelementene eller noe parti av borekronen. I noen tilfeller har de såkalte dysekroner munnstykker som strekker seg fra borekronens legemer hele veien ned til et punkt kun få mm over formasjonens bunnflate for å maksimere den hydrauliske strøm-ningsenergi i fluidet som slår mot formasjonens flate. De vanlige dyseborekroner utstråler ikke fluidum mot noen av meiselelementene på grunn av den ugunstige erosjonspåvirkning fra høytrykksborefluidet. Den foreliggende oppfinnelse adskiller seg fra disse to konvensjonelle typer ved at den benytter en retningsbestemt stråle som treffer rett mot meiselinnsatsene. Conventional nozzle systems are essentially produced in two different types. The oldest type is the conventional drilling fluid system, where large, relatively unrestricted fluid openings are arranged on the body of the drill bit, directly above the bits to allow a low-pressure stream of drilling fluid to fall against the bits and move eggs around the bits towards the bottom of the borehole. This is necessarily a low-volume, low-velocity flow, as the fluid flow hits the chisel face directly, and alnation of the chisels is a serious problem under these conditions. The second type of known drill bit fluid system includes drill bits with nozzles. In such a drill bit, a high-pressure jet of fluid is directed from the body of the drill bit directly towards the surface of the formation without hitting any of the chisel elements or any part of the drill bit. In some cases, the so-called nozzle bits have nozzles that extend from the bit bodies all the way down to a point only a few mm above the bottom surface of the formation in order to maximize the hydraulic flow energy in the fluid that strikes the surface of the formation. The conventional nozzle drill bits do not radiate fluid towards any of the chisel elements due to the unfavorable erosive effect of the high pressure drilling fluid. The present invention differs from these two conventional types in that it uses a directional beam that strikes straight at the chisel inserts.

Den foreliggende oppfinnelse frembringer en borekrone av innsatstypen som i motsetning til en borekrone med maskinerte tenner, benytter rullemeisel snittelementer som er roterbart montert på ører som har roterbare akser med stor forskyvning fra borekronens rotasjonsakse. Størrelsen på forskyvningen ligger mellom 1,588 mm og 3,175 mm pr. The present invention produces an insert-type drill bit which, in contrast to a drill bit with machined teeth, uses roller chisel cutting elements which are rotatably mounted on lugs which have rotatable axes with a large offset from the drill bit's axis of rotation. The size of the displacement is between 1.588 mm and 3.175 mm per

25,4 mm borekronediameter. Den resulterende konstruksjon gir sterkt forhøyet inntrengningshastighet og boreeffektivitet når den benyttes i bløte til middels bløte formasjoner. Det skal bemerkes at borekronen slik den er beskrevet her, når den benyttes i en borekrone med tre meisler for oljebrønner, lider av en større erosjon og hyppigere brudd av hårdmetall-sk jaer innsatsene i meislene, men den totale gevinst ved bore-ef f ektiviteten og inntrengningshastigheten oppveier sterkt den forhøyede slitasje og brudd av skjærelementene. 25.4 mm drill bit diameter. The resulting construction provides greatly increased penetration rate and drilling efficiency when used in soft to medium soft formations. It should be noted that the drill bit as described here, when used in a drill bit with three chisels for oil wells, suffers from greater erosion and more frequent breakage of cemented carbide inserts in the bits, but the overall gain in drilling efficiency and the rate of penetration greatly outweighs the increased wear and tear of the cutting elements.

I tillegg til den foran nevnte borekronekonstruksjon benytter den foreliggende oppfinnelse også et nytt og enestående dysesystem for avgivning av borefluidum til skjærelementene og formasjonens flate under boringen, benytter retningsbestemte munnstykker som frembringer en stråle med borefluidum under trykk og leder denne stråle på tvers av de fremragende wolframcarbidinnsatser og mot formasjonens flate. Det nye dysesystem frembringer en dobbeltfunksjon ved å rense materialet fra innsatsene og også spyle kaks fra borehullets bunnflate. Dette system er spesielt hensiktsmessig ved boring gjennom slike spesielle typer av formasjoner, da de på grunn av deres mykhet og duktilitet blir meget plastiske under boreoperasjonene og har en tendens til å pakke seg i rommene mellom meislens innsatser. Denne pakking reduserer sterkt inntrengningshastigheten og snitteffektiviteten for borekronene når disse trenger ned i slike plastiske formasjoner. Det nye dysesystem frembringer flere fluidumdyser som er rettet i valgte vinkler for å utstråle borefluidum på.tvers av innsatsene uten å treffe meislenes overflater, In addition to the above-mentioned drill bit construction, the present invention also uses a new and unique nozzle system for delivering drilling fluid to the cutting elements and the surface of the formation during drilling, using directional nozzles that produce a jet of drilling fluid under pressure and direct this jet across the outstanding tungsten carbide inserts and against the surface of the formation. The new nozzle system produces a double function by cleaning the material from the inserts and also flushing cuttings from the bottom surface of the borehole. This system is particularly suitable when drilling through such special types of formations, as due to their softness and ductility they become very plastic during the drilling operations and tend to pack in the spaces between the bits of the chisel. This packing greatly reduces the penetration speed and cutting efficiency of the drill bits when they penetrate into such plastic formations. The new nozzle system produces multiple fluid nozzles which are directed at selected angles to emit drilling fluid across the inserts without hitting the bit surfaces,

og hvor strålen også er rettet mot formasjonens flate for ytterligere å spyle og rense kaksene etterhvert som de blir brutt og skrapt ut av formasjonen. and where the jet is also directed towards the surface of the formation to further flush and clean the cuttings as they are broken and scraped out of the formation.

Utførelser av oppfinnelsen beskrives eksempelvis i henhold til tegningen hvor Fig. 1 viser et sideriss av en utførelse av den foreliggende oppfinnelse med en trippel borekrone, Fig. 2 viser et aksialt bunnriss av trippelkronen på Fig. 1, Fig. 3 viser skjematisk borekronens tre meisler på Fig. 1 og 2 med forskyvningen av meiselaksene, Fig. 4 viser et diagram av meiselutformningen i en utførelse av oppfinnelsen med anordningen og plasseringen av innsatsene i meiselen og indikerer også forskyvningen av meislene, Fig.. 5 viser et skjematisk diagram med en overlagring av mønsteret av innsatsene i alle tre meisler på Fig. 4 for å vise borekronens dekning av borehullet, Fig. 6 viser skjematisk en utførelse av denne oppfinnelse med det retningsbestemte munnstykkesystem og dettes samvirkning med meiselen og formasjonen, Fig. 7 og 8 viser en spesiell utførelse av det retningsbestemte munnstykkesystem vist skjematisk på Fig. 6, idet Fig. 7 viser et aksialt enderiss av et sentralt munnstykkesystem og Fig. 8 viser et del-tverrsnitt fra siden av munnstykket på Fig. 7, Fig. 9-11 viser forskjellige riss av en annen utførelse av det retningsbestemte munnstykkesystem med en mellomliggende stråle og Fig. 12-14 viser aksiale riss fra bunnen av en tredje utførelse av den foreliggende oppfinnelse med' bruk av et periferisk rettet munnstykkesystem. Embodiments of the invention are described, for example, according to the drawing, where Fig. 1 shows a side view of an embodiment of the present invention with a triple drill bit, Fig. 2 shows an axial bottom view of the triple drill bit in Fig. 1, Fig. 3 schematically shows the drill bit's three chisels on Fig. 1 and 2 with the displacement of the chisel blades, Fig. 4 shows a diagram of the chisel design in an embodiment of the invention with the device and the location of the inserts in the chisel and also indicates the displacement of the chisels, Fig. 5 shows a schematic diagram with an overlay of the pattern of the inserts in all three bits in Fig. 4 to show the drill bit coverage of the borehole, Fig. 6 schematically shows an embodiment of this invention with the directional nozzle system and its interaction with the bit and the formation, Figs. 7 and 8 show a special embodiment of the directional nozzle system shown schematically in Fig. 6, with Fig. 7 showing an axial end view of a central nozzle system and Fig. 8 shows a partial cross-section from the side of the nozzle in Fig. 7, Figs. 9-11 show different views of another embodiment of the directional nozzle system with an intermediate jet and Figs. 12-14 show axial views from the bottom a third embodiment of the present invention using a circumferentially directed nozzle system.

I henhold til Fig. 1 omfatter en første utførelse av oppfinnelsen, som er vist perspektivisk, en trippelborekrone 10 med en midtre hovedlegemeseksjon 12 som har en gjenget endetapp 14 som strekker seg oppad. Den gjengede tapp 14 According to Fig. 1, a first embodiment of the invention, which is shown in perspective, comprises a triple drill bit 10 with a central main body section 12 having a threaded end pin 14 extending upwards. The threaded pin 14

omfatter en avsmalnende tappforbindelse som er innrettet for å kunne skrus til en seksjon av borestrengen med indre gjenger. Seksjonen 12 har tre nedadrettede bein 18, som er utformet på denne, idet hver omfatter en roterbart montert konisk meisel 16. Et antall munnstykker 20 kan være anordnet i seksjonens 12 periferi og være rettet nedover forbi meislene 16. På Fig. 2 som er et aksialt riss fra borehullet mot borekronens. bunn, er meislene 16 i borekronen 10 vist, med hardmetall skjærelementer 22 som rager ut fra forhøyede områder 24, utformet på meislenes overflater. comprises a tapered pin connection which is adapted to be screwed to a section of the drill string with internal threads. The section 12 has three downwardly directed legs 18, which are formed thereon, each comprising a rotatably mounted conical chisel 16. A number of nozzles 20 may be arranged in the periphery of the section 12 and be directed downwards past the chisels 16. In Fig. 2 which is a axial view from the borehole to that of the drill bit. bottom, the chisels 16 in the drill bit 10 are shown, with carbide cutting elements 22 projecting from raised areas 24, formed on the surfaces of the chisels.

Ved en typisk utførelse vil innsatsene generelt omfatte tre ulike kategorier, innsatser 26 for den dimensjonerende rekke, innsatser 28 for den mellomliggende rekke og innsatser 30 for .nesen. Slik det er kjent i industrien, er innsatsene som er festet til meislene ved boring av et hull i meiselen for hver innsats, hvor hullet har en noe mindre diameter enn innsatsens diameter, slik at det resulterer i en press-passing. Innsatsene presses deretter under relativt høyt trykk inn i hullene og presspassingen sikrer at innsatsene holdes sikkert i meislene. In a typical design, the inserts will generally comprise three different categories, inserts 26 for the dimensioning row, inserts 28 for the intermediate row and inserts 30 for the nose. As is known in the industry, the inserts are attached to the chisels by drilling a hole in the chisel for each insert, the hole having a somewhat smaller diameter than the diameter of the insert, so that it results in a press fit. The inserts are then pressed under relatively high pressure into the holes and the press fit ensures that the inserts are held securely in the chisels.

Selv om det ikke er vist på tegningen, er hver meisel 16 roterbart montert i et sylindrisk dreielager som er ut-ført på hvert bein 18 på kjent måte. Også på kjent måte er lageret, som eksempelvis rullelageret, kulelageret og/eller glidelageret,anordnet mellom meiselen og dreielageret for å frembringe den roterbare montering. I en foretrukket ut-førelse ble meiselen montert på dreielageret med glidelageret og kulelageret imellom, slik det er vist i US 3.990.751 og US 4.074.922 (Henry W. Murdoch) fra hhv. 9. november 1976 og 21. februar 1978, overdratt til Reed Tool Company, Houston, Texas. Although not shown in the drawing, each chisel 16 is rotatably mounted in a cylindrical pivot bearing which is carried out on each leg 18 in a known manner. Also in a known manner, the bearing, such as for example the roller bearing, the ball bearing and/or the sliding bearing, is arranged between the chisel and the pivot bearing to produce the rotatable assembly. In a preferred embodiment, the chisel was mounted on the pivot bearing with the sliding bearing and the ball bearing in between, as shown in US 3,990,751 and US 4,074,922 (Henry W. Murdoch) from respectively November 9, 1976 and February 21, 1978, transferred to Reed Tool Company, Houston, Texas.

På Fig. 3 er meislene 16 vist skjematisk som enkle, koniske figurer. Hver meiselkon 16 har en rotasjonsakse 32 som passerer i det vesentlige gjennom den kjegleformede figurs sentrum. Borekronens 10 sentrale rotasjonsakse er vist som punkt 34 på Fig. 3, da Fig. 3 er vist som sett direkte langs borekronens rotasjonsakse. Av Fig. 3 kan det sees at ingen av aksene overskjærer borekronens akse 34, på grunn av aksenes 32 forskyvning. I denne plane projeksjon danner aksenes 32 skjæringspunkter et likesidet triangel 36. Størrelsen av forskyvningen i en lineær avstand for enhver enkel krone kan bestemmes av et diagram i full målestokk tilsvarende Fig. 3 for vedkommende krone, ved å måle avstan-den fra aksene 34 til midtpunktet av hyer side av triangelet 36. Fig. 4 viser en meiselutforming hvor hver meisels profil eller tverrsnitt i trippelmeiselborekronen i henhold til den foretrukne utførelse, er brettet ut i forhold til hverandre for å vise det gjensidige inngrepet av skjærelementene eller innsatsene 22. Generelt har hver meisel i en trippelmeiselkrone en noe forskjellig profil for å tillate optimal avstand mellom innsatsene i hele kronen. På Fig. 4 er de tre meislene betegnet med A, B og C. Meiselen C er delt for å vise dens inngrep både med meislene A og B. Det skal bemerkes at fremspringene er flatet ut,og på grunn av dette forholds to-dimensjonale utseende, er det nødvendig med en forvrengning av meislenes virkelige tre-dimensjonale forhold. På Fig. 4 er kronens sentrale rotasjonsakse 34 vist. Hver meisel A, B og C har en rotasjonsakse 32 som er forsatt med en avstand Y fra en imaginær akse 32', som er parallell med den virkelige akse 32 og passerer gjennom punktet 34 som befinner seg i kronens rotasjonsakse. Fig. 5 viser et meiselprofil som er en overdekning av halvparten av hver av meislene A, B og C for å vise anordningen av alle innsatsene i forhold til dekningen av hullets bunn. Hver innsats i profilet på Fig. 5 er betegnet i. henhold til dot. spesielle meisclskjær hvor innsatsen er anordnet. Vinkelen X er vist for å indikere kronens'dreie-vinkel. Dreievinkelen er den vinkel som dreielagerets akse, som overensstemmer med meiselens rotasjonsakse 32, utfører i forhold til et plan vinkelrett på kronens rotasjonsakse 34. In Fig. 3, the chisels 16 are shown schematically as simple, conical figures. Each chisel cone 16 has an axis of rotation 32 which passes substantially through the center of the cone-shaped figure. The central axis of rotation of the drill bit 10 is shown as point 34 in Fig. 3, as Fig. 3 is shown as seen directly along the axis of rotation of the drill bit. From Fig. 3 it can be seen that none of the axes intersects the axis 34 of the drill bit, due to the displacement of the axes 32. In this planar projection, the intersections of the axes 32 form an equilateral triangle 36. The magnitude of the displacement in a linear distance for any single crown can be determined by a full-scale diagram corresponding to Fig. 3 for the crown in question, by measuring the distance from the axes 34 to the center point of the higher side of the triangle 36. Fig. 4 shows a chisel design where each chisel's profile or cross-section in the triple chisel drill bit according to the preferred embodiment is unfolded in relation to each other to show the mutual engagement of the cutting elements or inserts 22. Generally, each chisel in a triple chisel crown a slightly different profile to allow optimum spacing between the inserts throughout the crown. In Fig. 4, the three chisels are designated A, B and C. Chisel C is split to show its engagement with both chisels A and B. It should be noted that the protrusions are flattened, and because of the two-dimensional nature of this relationship appearance, a distortion of the chisels' real three-dimensional relationship is necessary. In Fig. 4, the crown's central axis of rotation 34 is shown. Each chisel A, B and C has an axis of rotation 32 which is offset by a distance Y from an imaginary axis 32', which is parallel to the real axis 32 and passes through the point 34 which is in the axis of rotation of the crown. Fig. 5 shows a chisel profile which is an overlay of half of each of the chisels A, B and C to show the arrangement of all the inserts in relation to the covering of the bottom of the hole. Each insert in the profile on Fig. 5 is designated in accordance with dot. special chisel edges where the insert is arranged. The angle X is shown to indicate the crown's angle of rotation. The angle of rotation is the angle that the axis of the pivot bearing, which corresponds to the axis of rotation 32 of the chisel, makes in relation to a plane perpendicular to the axis of rotation 34 of the crown.

Ved denne spesielle' utførelse er det funnet at den foretrukne størrelse av innsatsens fremspring over meisel- overflaten, bør være større enn eller lik halvparten av innsatsens diameter. Ethvert fremspring som er betydelig mindre enn halvparten av diameteren/vil gjøre dimensjonerings-arbeidet og skrapeaksjonen uef fektiv på grunn av den store forskyvning. Det foretrukne området for innsatsens fremspring er fra en halv til en gang innsatsens diameter. Den foretrukne form av det fremspringende parti av innsatsen er kjegleform eller meiselform. Akseptable alternative former er halvkuleformede og tilspisset halvkuleformede innsatser. In this particular embodiment, it has been found that the preferred size of the projection of the insert above the chisel surface should be greater than or equal to half the diameter of the insert. Any protrusion significantly less than half the diameter will render the sizing work and scraping action ineffective due to the large displacement. The preferred range for the protrusion of the insert is from one-half to one time the diameter of the insert. The preferred shape of the projecting part of the insert is cone shape or chisel shape. Acceptable alternative shapes are hemispherical and tapered hemispherical inserts.

'"" Innsatsen kan utføres av enhver hårdmetall-lege-ring, som eksempelvis titankarbid, tantalkarbid eller krom-karbid med et egnet bindemiddel. Et spesielt område ved utførelser benytter wolframkarbid i et koboltbindemiddel. Koboltinnholdet varierer fra omtrent 5 til omtrent 20 vektprosent av innsatsmaterialet, hvor det resterende materiale enten er sintret eller støpt wolframkarbid eller begge. Innsatsenes hårdhet styres ved å variere koboltinnholdet og ved andre kjente metoder. Hårdheten varierer f ra omtrent 85 Rockwell A til omtrent 90 Rockwell A. Ved en spesiell ut-førelse ble det benyttet kjegleformede innsatser med et fremspring som var større enn halvparten av deres diameter og hvor innsatsene var fremstilt av wolframkarbid-koboltlegering, med et koboltinnhold på omtrent 12 vektprosent og en hårdhet på omtrent 86,5 Rockwell A. The insert can be made of any hard metal alloy, such as titanium carbide, tantalum carbide or chromium carbide with a suitable binder. A particular area of implementation uses tungsten carbide in a cobalt binder. The cobalt content ranges from about 5 to about 20 percent by weight of the input material, with the remaining material being either sintered or cast tungsten carbide or both. The hardness of the inserts is controlled by varying the cobalt content and by other known methods. The hardness varies from about 85 Rockwell A to about 90 Rockwell A. In a particular embodiment, cone-shaped inserts were used with a projection greater than half their diameter and where the inserts were made of tungsten carbide-cobalt alloy, with a cobalt content of about 12 percent by weight and a hardness of about 86.5 Rockwell A.

Fig. 6 viser skjematisk fluidumsysternet med retningsbestemt munnstykke i henhold til oppfinnelsen. Fig. 6 viser et i det vesentlige sylindrisk strålemunnstykke 40, som er forbundet med borekronens legeme 12 og står i forbindelse med en gjennom dette fortløpende passasje 42 for høytrykks borefluidum. Munnstykket 40 har en uttaksdyse 4 4 hvorfra høy-trykksborefluidum 46 utstøtes med en meget konsentrert rettet stråle. Borekronens bein 18 er vist med en konisk meisel 16 påmontert. En retningspil 48 er tegnet på beinet 18 for å vise meiselens 16 simultane rotasjon med borekronens 10 bevegelse i borehullet. Strømmen 46 med høytrykksborefluidum er rettet i en sterkt styrt retning, slik at fluidet enten strømmer eksakt tangensialt med meiselens 16 overflate eller noe forskjøvet fra denne, slik det er vist på tegningen. Anordningen av. strømmen 46 er tangensial i forhold til meiselen 16 og tillater effektiv rensing av innsatsene 22 Fig. 6 schematically shows the fluid system with a directional nozzle according to the invention. Fig. 6 shows an essentially cylindrical jet nozzle 40, which is connected to the body 12 of the drill bit and is in connection with a continuous passage 42 for high-pressure drilling fluid through this. The nozzle 40 has an outlet nozzle 44 from which high-pressure drilling fluid 46 is ejected with a highly concentrated directed jet. The bit leg 18 is shown with a conical chisel 16 attached. A direction arrow 48 is drawn on the leg 18 to show the simultaneous rotation of the chisel 16 with the movement of the drill bit 10 in the borehole. The flow 46 of high-pressure drilling fluid is directed in a strongly controlled direction, so that the fluid either flows exactly tangentially with the surface of the chisel 16 or somewhat offset from this, as shown in the drawing. The device of. the stream 46 is tangential to the chisel 16 and allows efficient cleaning of the inserts 22

når disse beveges gjennom strømmen 46, men forhindrer også abrasiv erosjon av meiselkransen 16, noe som ville oppstå dersom strømmen 46 ville ha støtt direkte på. Selv om den foretrukne utførelse er å ha strømmen 4 6 enten tangensialt til eller noe forskjøvet fra meiselringen 16, ville et mindre påslag av strømmen 46 mot denne ikke være sterkt, skadelig på grunn av strømmens 46 meget lille påvirkningsvinkel mot mei-seloverflaten. Når fluidstrømmen 46 passerer over innsatsene 22 og nær meiselringen 16, frigjør den materiale som er byg-get opp mellom innsatsene 22 og beveger det nedover med meiselens 16 bevegelser. Etter at fluidet passerer innsatsene, slår det mot bunnen 52 i borehullet og beveger seg langs bunnen idet det tar med seg kaks ettersom det brytes og skjæres ut av formasjonen av innsatsene 22. Borefluidet passerer deretter under meiselen 16 og beveges tilbake oppad på utsiden av borekronen og opp gjennom borehullet på kjent måte. when these are moved through the flow 46, but also prevents abrasive erosion of the chisel rim 16, which would occur if the flow 46 would have encountered directly. Although the preferred embodiment is to have the current 4 6 either tangential to or slightly offset from the chisel ring 16, a minor impact of the current 46 against this would not be strong, harmful due to the very small angle of influence of the current 46 against the chisel surface. When the fluid flow 46 passes over the inserts 22 and near the chisel ring 16, it releases material built up between the inserts 22 and moves it downwards with the movements of the chisel 16. After the fluid passes the inserts, it strikes the bottom 52 of the borehole and moves along the bottom, carrying cuttings with it as it is fractured and cut out of the formation by the inserts 22. The drilling fluid then passes under the bit 16 and is moved back up the outside of the drill bit and up through the borehole in a known manner.

Fig. 7 og 8 viser en utførelse av det retningsbestemte dysesystem. Denne utførelse benytter et munnstykke med flere åpninger som rager nedad fra borekronelegemets midtre område mot det sentrale område mellom de tre kjegleformede meisler. Fig. 7 viser et utsnitt av et aksialt enderiss av borekronen 10 som delvis illustrerer to meisler 16 Fig. 7 and 8 show an embodiment of the directional nozzle system. This design uses a nozzle with several openings that project downwards from the central area of the drill bit body towards the central area between the three cone-shaped chisels. Fig. 7 shows a section of an axial end view of the drill bit 10 which partially illustrates two chisels 16

og anordningen av en dyse 56 med flere åpninger. Dysen 56and the arrangement of a nozzle 56 with multiple openings. Nozzle 56

er i det vesentlige sylindrisk og har en skrånende kant eller overflate 58 ved sin nedadragende ende og har videre tre munnstykkeåpninger 60 utformet gjennom den skrånende overflate 58. En plan, lukket ende 62 er anordnet ved bunnen av munnstykket. En fluidumstråle 64 er vist utstrålende fra en av åpningene 60. Denne stråle passerer over innsatsene i meislene 16 uten å støte mot vedkommende meiseloverflater. Strålen renser alle sammenpakkede kaks som kan være opplagret mellom de ulike innsatsene og beveger disse deretter utad og nedad for å spyle bunnen av borehullet foran meislene ettersom is substantially cylindrical and has a sloping edge or surface 58 at its downwardly extending end and further has three nozzle openings 60 formed through the sloping surface 58. A flat, closed end 62 is provided at the base of the nozzle. A fluid jet 64 is shown radiating from one of the openings 60. This jet passes over the inserts in the chisels 16 without striking the respective chisel surfaces. The jet cleans any packed cuttings that may be stored between the various inserts and then moves these outwards and downwards to flush the bottom of the borehole in front of the chisels as

disse ruller inn mot formasjonens overflate. Fig. 8 er ét del-sidesnitt av borekronen på Fig. 7 som viser en enkelt meisel 16 og munnstykket 56 med flere dyser. Denne figur viser munnstykket 56 i snitt og det kan sees at munnstykket har en midtre passasje 6 6 som står i forbindelse med munnstykkets åpninger 60. Munnstykket 56 er fast anordnet i en boring 68, utformet i borekronens legeme 12. Borekronens legeme 12 har et hulrom 70 for fluidum, utformet i legemet, og som står i forbindelse med den gjengede tapp-ende 14. these roll in towards the surface of the formation. Fig. 8 is a partial side section of the drill bit in Fig. 7 showing a single chisel 16 and the nozzle 56 with several nozzles. This figure shows the nozzle 56 in section and it can be seen that the nozzle has a central passage 6 6 which is in connection with the openings 60 of the nozzle. The nozzle 56 is fixedly arranged in a bore 68, formed in the body of the drill bit 12. The body of the drill bit 12 has a cavity 70 for fluid, formed in the body, and which is in connection with the threaded pin end 14.

(Fig. 1) som også er rørformet. Således kan det sees at det borefluidum som pumpes ned gjennom borestrengen passerer gjennom den gjengede tapp 14 inn i hulrommet 70, gjennom munnstykkets boring 66 og ut av munnstykkets åpning 60 i en stråle 64 som treffer de fleste meiselinnsatsene på meiselen 16 og deretter er rettet enten mot borehullets bunn eller, som vist på Fig. 8,kan rettes mot borehullets vegg, hvoretter fluidet beveges nedad veggen og på tvers av formasjonens endeflate for å plukke opp ytterligere løs kaks derfra. .Fig. 9-11 viser en annen utførelse av det retningsbestemte munnstykkesystem, hvor fluidumdysesystemet er rettet på tvers av hovedskjærinnsatsene og treffer direkte mot borehullets bunn. Ved denne utførelse er det utragende munn-stykkearrangement erstattet av en skråstilt dyseutformning gjennom veggen av borekronens legeme 12 og som står i forbindelse med borekronens hulrom 70. Fig. 9 viser et aksialt delriss med deler av to meisler 16, borekronens legeme 12 og en retningsbestemt dysepassase 74. Borefluidet utstøtes fra dysepassasjen 74 i en strøm 76 som treffer hovedskjærinnsatsene i meislene 16 og passerer nedad for å treffe bunnen av borehullet. Ved denne utførelse er tre av dysepassasjene 74 utformet i borekronens legeme 12, slik at hver meisel 16 har en tilhørende d.ysepa,ssa,sje for å spyle kaks fra innsatsene og videre å treffe bunnen av borehullet. Fig. 10 viser et sideriss av en meisel, sett fra borekronens senterakse, radi-alt utad mot meiselen. Dysepassasjen 74 passerer gjennom borekronens legeme 12 og står i forbindelse med borefluidet i borestrengen ved hjelp av hulrommet 70 og tappen 1.4. (Fig. 1) which is also tubular. Thus, it can be seen that the drilling fluid that is pumped down through the drill string passes through the threaded pin 14 into the cavity 70, through the nozzle bore 66 and out of the nozzle opening 60 in a jet 64 which strikes most of the chisel inserts on the chisel 16 and is then directed either towards the bottom of the borehole or, as shown in Fig. 8, can be directed towards the wall of the borehole, after which the fluid is moved down the wall and across the end surface of the formation to pick up further loose cuttings from there. .Fig. 9-11 show another embodiment of the directional nozzle system, where the fluid nozzle system is directed across the main cutting inserts and hits directly at the bottom of the borehole. In this embodiment, the projecting nozzle arrangement is replaced by an inclined nozzle design through the wall of the drill bit body 12 and which is in connection with the drill bit cavity 70. Fig. 9 shows a partial axial view with parts of two chisels 16, the drill bit body 12 and a directional nozzle passage 74. The drilling fluid is ejected from the nozzle passage 74 in a stream 76 which hits the main cutting inserts in the chisels 16 and passes downwards to hit the bottom of the borehole. In this embodiment, three of the nozzle passages 74 are formed in the body 12 of the drill bit, so that each chisel 16 has an associated nozzle for flushing cuttings from the inserts and further hitting the bottom of the borehole. Fig. 10 shows a side view of a chisel, seen from the center axis of the drill bit, radially outwards towards the chisel. The nozzle passage 74 passes through the body 12 of the drill bit and is connected to the drilling fluid in the drill string by means of the cavity 70 and the pin 1.4.

Fig. 11 er et skjematisk sid.e-delriss"av meiselen 16 på Fig. 10 f dreid<:>omtrent 90°. Fig. 11. viser en av de tre dysepassasjer 74 som står i forbindelse med hulrommet 70 og utstråler en stråle 6 0 med borefluidum som passerer over meiselens 16 innsatser og,treffer borehullets bunn. Fig. 11 is a schematic partial side view of the chisel 16 of Fig. 10 f turned approximately 90°. Fig. 11 shows one of the three nozzle passages 74 which are in communication with the cavity 70 and emit a jet 6 0 with drilling fluid that passes over the chisel's 16 inserts and hits the bottom of the borehole.

Fig. 12-14 viser to ytterligere utførelser av den foreliggende utførelse med det retningsbestemte munnstykkesystem. Fig. 12 viser en borekrone sett aksialt fra bunnen av borehullet. Borekronen har tre koniske meisler 16 med flere wolframkarbidinnsatser 22 som fastholdes i forhøyninger 24 på meislene. Et sett med tre periferisk rettede munnstykker 80 er anordnet rundt den ytre periferi av borekronens legeme 12 og strekker seg nedad herfra inn i de i det vesentlige åpne områder mellom innsatsenes ytre rekker på de koniske meisler. Utførelsen på Fig. 12 benytter de tre retningsbestemte munnstykker som i det vesentlige er sylindriske og som hver har en skråflate 82 og dysepassasjer 84 utformet gjennom flaten 82 og som står i forbindelse med en sentral borepassasje i munnstykket 80. Dysepassasjen 84 er utformet slik at en retningsbestemt fluidumstråle 86 utstråles derfra og treffer på tvers av de koniske meislers hovedskjærinn-satser, som er anordnet i retning med klokken fra hvert munnstykke 80. Hver dysepassasje 84 holdes i det vesentlige i en perifer retning i forhold til borekronens legeme 12 og i en tangensial retning i forhold til meislene 16 slik at flui-dumstrålen som stråles ut derfra ikke treffer direkte mot meiselen 16. Hvert munnstykke 80 med den enkelte dysepassasje 84, -er anordnet for å rense innsatsen på meiselen, innrettet i en retning med klokken fra munnstykket. Etter at strålen passerer på tvers av hovedmeiselens innsatser, er den rettet mot bunnen av borehullet for ytterligere å frembringe rensing under boreoperasjonen, Fig. 13 viser en noe forskjellig ut-førelse av det periferiske munnstykkesystem, hvor tre doble dysemunnstykker 90 er anordnet rundt periferien av borekronens bunn, og strekker seg nedad derfra mellom de ytre kanter, av meislene 16. Hvert munnstykke 90 har to dysepassasjer utformet deri og passerer gjennom motstående skrå flater 92 og 94. Således har hvert munnstykke 90 en dysepassasje rettet mot hver tilstøtende koniske meisel 16. Figs. 12-14 show two further embodiments of the present embodiment with the directional nozzle system. Fig. 12 shows a drill bit viewed axially from the bottom of the borehole. The drill bit has three conical chisels 16 with several tungsten carbide inserts 22 which are retained in elevations 24 on the chisels. A set of three circumferentially directed nozzles 80 is arranged around the outer periphery of the drill bit body 12 and extends downwardly therefrom into the substantially open areas between the outer rows of the inserts on the conical chisels. The embodiment in Fig. 12 uses the three directional nozzles which are essentially cylindrical and each of which has an inclined surface 82 and nozzle passages 84 formed through the surface 82 and which are in connection with a central drilling passage in the nozzle 80. The nozzle passage 84 is designed so that a directional fluid jet 86 is radiated therefrom and impinges across the main cutting inserts of the conical chisels, which are arranged clockwise from each nozzle 80. Each nozzle passage 84 is held substantially in a peripheral direction relative to the bit body 12 and in a tangential direction in relation to the chisels 16 so that the fluid jet emitted from there does not directly hit the chisel 16. Each nozzle 80 with the individual nozzle passage 84 is arranged to clean the insert on the chisel, aligned in a clockwise direction from the nozzle. After the jet passes across the main bit's inserts, it is directed towards the bottom of the borehole to further produce cleaning during the drilling operation, Fig. 13 shows a somewhat different embodiment of the peripheral nozzle system, where three dual nozzle nozzles 90 are arranged around the periphery of the bottom of the drill bit, and extending downward therefrom between the outer edges, of the chisels 16. Each nozzle 90 has two nozzle passages formed therein and passing through opposing inclined surfaces 92 and 94. Thus, each nozzle 90 has a nozzle passage directed towards each adjacent conical chisel 16.

Fig. 14 viser et skjematisk riss av munnstykket 90 fra siden, med de to skråflater 92 og 94.. Dysepassasjene 96 passerer gjennom de to skråflater og står i forbindelse med en indre boring i munnstykkene 90. Borefluidum under trykk passerer gjennom borekronen og inn i munnstykkene 90 på en tilsvar-ene måte som ved utførelsen på Fig. 12. Fig. 14 shows a schematic view of the nozzle 90 from the side, with the two inclined surfaces 92 and 94. The nozzle passages 96 pass through the two inclined surfaces and are in connection with an internal bore in the nozzles 90. Drilling fluid under pressure passes through the drill bit and into the nozzles 90 in a similar way as in the embodiment in Fig. 12.

Munnstykkene som benyttes ved utførelsene vist på The nozzles used in the designs shown on

Fig. 6-14, er fortrinnsvis utformet ved støping, smiing og/ eller maskinering av et hårdt materiale, som eksempelvis stål eller et av hårdmetalllegeringene som eksempelvis wolframkarbid i en koboltblanding. Wolframkarbid-koboltlegeringen kan være av typen sintret wolframkarbid, støpt wolframkarbid eller en kombinasjon av disse. Alternativt kan munnstykkene være utformet av ethvert materiale som effektivt motstår errosjon. Fig. 6-14 is preferably formed by casting, forging and/or machining a hard material, such as steel or one of the cemented carbide alloys such as tungsten carbide in a cobalt mixture. The tungsten carbide-cobalt alloy may be sintered tungsten carbide, cast tungsten carbide or a combination thereof. Alternatively, the nozzles may be formed from any material that effectively resists erosion.

Den foreliggende oppfinnelse frembringer på denne måte flere fremtredende trekk, inkludert bruk av en meget stor forskyvning av meiselaksene i en borekrone av innsatstypen. Et annet trekk av det nye fluidumstrålesystem som gir en høyst effektiv rensing av de utragende innsatser, samtidig med en rensing av formasjonens flate etterhvert som den bores. The present invention thus produces several salient features, including the use of a very large displacement of the chisels in an insert-type drill bit. Another feature of the new fluid jet system that provides a highly efficient cleaning of the protruding inserts, simultaneously with a cleaning of the surface of the formation as it is drilled.

Dette system leder høytrykksfluidumstrålen i eller nær en tangent til de koniske meisler i en slik stilling at innsatsene i hovedmeislene spyles, hvorved det pakkede materiale renses derfra og fluidums.trømmen deretter passerer direkte fra innsatsenes område til formasjonens bunn, eller fra innsatsenes område til borehullets vegg og deretter ned langs veggen og på tvers av formasjonens bunn. This system directs the high-pressure fluid jet at or near a tangent to the conical bits in such a position that the inserts in the main bits are flushed, whereby the packed material is cleaned from there and the fluid stream then passes directly from the insert area to the bottom of the formation, or from the insert area to the borehole wall and then down along the wall and across the bottom of the formation.

Selv om spesielle foretrukne utførelser av den foreliggende oppfinnelse er beskrevet for å gi en forståelse av oppfinnelsens generelle prinsipper, er det underforstått at ulike forandringer og utviklinger kan utføres i forhold til den beskrevne borekronekonstruksjon, uten å fjerne seg fra disse prinsipper. For eksempel kan, selv om en borekrone med tre meisler er beskrevet, selvsagt borekronekonstruksjo-nen også ha fire meisler og fremdeles benytte den foreliggende oppfinnelses prinsipper. Likeledes kan antallet og anordningen av de retningsbestemte munnstykker varieres fra det som er vist og fremdeles oppnå tilsvarende operasjon, funk-sjon og resultater. Although particular preferred embodiments of the present invention are described to provide an understanding of the general principles of the invention, it is understood that various changes and developments can be made in relation to the described drill bit construction, without departing from these principles. For example, although a drill bit with three chisels is described, of course the drill bit construction can also have four chisels and still use the principles of the present invention. Likewise, the number and arrangement of the directional nozzles can be varied from what is shown and still achieve equivalent operation, function and results.

Claims

1. Roller bit for drilling boreholes through underground formations, the drill bit comprising a hollow drill bit body having an upper end adapted for connection to a drill string, a plurality of legs extending downwardly from the drill bit body, each leg having a cylindrical pivot bearing formed thereon, a substantially tapered chisel rotatably mounted on each pivot bearing and having multiple cutting elements projecting therefrom, bearing arrangements between the chisel and the pivot bearing, each chisel having an axis of rotation substantially coincident with the longitudinal center axis of the pivot bearing on which it is mounted, where the drill bit has a rotation axis that runs through this and where the cutting elements and the chisels define a cutting diameter for the drill bit, characterized in that the bit's rotation axis is offset from the drill bit's rotation axis by at least approximately 1.59 mm per 25.4 mm bore diameter and that nozzle devices for fluid are arranged on the drill bit body and are in fluid communication with a hollow part therein and are arranged to receive fluid under pressure through the drill bit body and emit it in a jet that hits at least one of the cutting elements.

2. Drill bit according to claim 1, characterized in that the drill bit has three legs and three chisels and where the axes of the chisels are offset from the axis of the drill bit by approximately 1.59 mm to approximately 3.18 mm per 25.4 mm drill bit diameter.

3. Drill bit according to claims 1-2, characterized in that the nozzle device for fluid comprises at least one directional nozzle passage designed through the lower end of the hollow drill bit body and arranged to form a downwardly directed fluid jet on the basis of fluid under pressure in the drill bit body.

4. Drill bit according to claims 1-2, characterized in that the nozzle device for fluid comprises at least one projecting nozzle which is connected to the drill bit body at its lower end, is in fluid connection with its hollow part and has at least one protruding opening through it, arranged to form a fluid jet based on fluid under pressure in the drill bit body.

5. Roller bit drill bit having a drill bit rotation axis, an at least partially hollow drill bit body adapted for connection with a drill string and a plurality of downwardly projecting legs thereon, each leg having a bit rotatably mounted thereto, each bit having an axis of rotation and a plurality of cutting elements projecting therefrom from there, characterized in that it comprises nozzle devices arranged for fluid connection with the hollow part of the drill bit body and to be able to direct a fluid jet across at least one cutting element, and that the axes of rotation of the chisels are offset from the axis of rotation of the drill bit by approximately 1.59 mm or more per 25, 4 mm drill bit diameter.

6. Drill bit according to claim 5, characterized in that the drill bit is a triple chisel drill bit where the chisels are set with from approximately 1.59 mm to approximately 3.18 mm per 25.4 mm drill bit diameter, and that the cutting elements comprise inserts made of tungsten carbide in a cobalt binder.

7.. Drill bit according to claims 5-6, characterized in that the nozzle device for fluid comprises at least one nozzle passage formed through the drill bit body and arranged to radiate a fluid flow on the basis of fluid under pressure in the drill bit body.

8. Drill bit according to claims 5-6, characterized in that the nozzle device for fluid comprises at least one projecting, essentially hollow nozzle which is connected to the drill bit body and has a nozzle opening through it for receiving fluid under pressure from the drill bit body and which radiates a fluid flow therefrom.