TRÉPAN IMPRÉGNÉ COMPORTANT DES ÉLÉMENTS DE COUPE PDC
DANS LA ZONE DE CÔNE
DOMAINE TECHNIQUE
DOMAINE DE L'INVENTION. La présente invention concerne des trépans du type comportant des éléments de coupe fixes ou des lames pour le forage de formations souterraines. La présente invention concerne plus spécifiquement des trépans à lames pour le forage de formations de roches dures et/ou abrasives, en particulier pour le forage
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TECHNIQUE ANTÉRIEURE
Les trépans à lames dits "imprégnés" sont normalement utilisés pour le forage de formations rocheuses dures et/ou abrasives, par exemple des formations de grès. Ces trépans de forage imprégnés utilisent typiquement une face de coupe composée d'éléments de coupe superdurs, par exemple de particules de diamant naturel ou synthétique, dispersées dans une matrice de matériau résistant à l'usure. Au cours du forage avec un tel trépan, la matrice et les diamants sont usés, les éléments de coupe uses étant perdus et de nouveaux éléments de coupe étant exposés.
Ces éléments de diamant peuvent ou bien être naturels ou bien synthétiques, et peuvent être coulés en une seule pièce avec le corps du trépan, par exemple par infiltration basse pression, ou peuvent être préformés séparément, par exemple par infiltration à compression isostatique à chaud, et fixés audit trépan par brasage ou fixés au trépan par traitement au four au cours de la fabrication.
Les trépans imprégnés conventionnels présentent en général des propriétés hydrauliques peu satisfaisantes, utilisant une clé en patte d'oie pour distribuer le fluide de forage à travers la face du trépan et n'établissant qu'une surface d'écoulement minimale. Les trépans imprégnés conventionnels n'assurent en outre pas de forage efficace lorsque le trépan rencontre des couches de roche plus molles et moins abrasives, par exemple des couches de schiste. Lors du forage à travers des couches de schiste, ou d'autres formations molles, par l'intermédiaire d'un trépan à lames imprégné conventionnel, la structure de coupe présente une tendance à un engorgement rapide ou à une "agglutination" par le matériau de la formation, rendant le trépan de forage inefficace.
Les formations plus molles risquent aussi d'obstruer les cours de fluide formés dans le trépan de forage, entraînant une accumulation de chaleur et une usure prématurée du trépan. Pour le forage de formations du type schiste, il faudrait donc disposer d'un trépan
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en résulte que la sélection d'un trépan destiné à être utilisé dans une opération de forage particulière est plus compliquée lorsqu'il est probable que des formations de plus d'un type seront rencontrées lors de l'opération de forage.
il serait ainsi avantageux de concevoir un trépan de forage présentant des performances plus agressives dans des formations plus molles et moins abrasives, tout en assurant un ROP approprié dans des formations plus dures et plus abrasives, sans exiger l'application d'un WOB accru au cours du procédé de forage.
DESCRIPTION DE L'INVENTION .
La présente invention concerne un trépan rotatif à lames utilisant des éléments de coupe imprégnés sous forme de structures de coupe séparées en forme de tiges, séparées les unes des autres, débordant vers le haut à partir de lames à extension radiale sur la face du trépan, les lames définissant des passages de fluide entre elles, s'étendant vers des fentes à rebuts sur la région de front de taille du trépan. La partie de cône ou la partie centrale de la face du trépan a une configuration relativement étroite (peu profonde) et comporte des éléments de coupe superabrasifs sous forme de diamants polycristallins compacts (PDC) comportant des faces de coupe orientées en général dans la direction de la rotation du trépan. Les éléments de coupe PDC présentent des performances supérieures dans des formations interstratifiées et de schiste.
Les propriétés hydrauliques du trépan sont améliorées par les passages de fluide ci-dessus, alimentés en fluide de forage par plusieurs buses agencées dans des orifices répartis au-dessus de la face du trépan pour assurer un volume et une répartition améliorés de l'écoulement du fluide de forge.
Dans une forme de réalisation, les lames s'étendent en général radialement vers l'extérieur de manière linéaire à partir d'emplacements dans le cône au niveau de la ligne médiane du trépan (dans le cas de lames supportant des éléments de coupe PDC dans le cône), à l'intérieur du cône, mais non au niveau de la ligne médiane, ou au niveau de l'arête du cône, vers la région de front de taille du trépan, où des plaquettes de front de taille contiguës s'étendent longitudinalement et définissent des fentes à rebuts entre elles.
Dans une autre' forme de réalisation, les lames sont courbées et s'étendent en général radialement vers l'extérieur, en spirale, de la ligne médiane (de nouveau dans le cas de lames supportant des éléments de coupe PDC), à l'intérieur du cône, ou au niveau de l'arête du cône, vers la région de front de taille du trépan et de manière contiguë avec des plaquettes de front de taille à extension longitudinale définissant des fentes à rebuts entre elles. La nature allongée des lames en spirale établit une longueur additionnelle pour supporter les structures de coupe distinctes, de sorte à améliorer la redondance correspondante en présence d'un quelconque rayon donné,
BRÈVE DESCRIPTION DES DESSINS
La figure 1 est une vue en perspective inversée d'une première forme de réalisation d'un trépan selon la présente invention;, ' la figure 2A est une vue en élévation schématique de parties de plusieurs lames du trépan de la figure 1, supportant une structure de coupe distincte, la figure 2B est une vue <EMI ID=3.1> la figure 3 est une vue en perspective inversée agrandie d'une partie de la. partie de cône de la face du trépan de la figure 1, montrant l'usure des structures de coupe distinctes, imprégnées de particules de diamant et des éléments de coupe PDC; la figure 4 est une vue en élévation d'en haut du trépan de la figure 1 après l'exécution de tests, montrant l'usure des structures de coupe distinctes et des éléments de coupe PDC;
la figure 5 est une vue en élévation d'en haut d'une deuxième forme de réalisation du trépan selon la présente invention; et la figure 6 est une vue en perspective inversée du trépan de la figure 5.
MEILLEUR(S) MODE(S) D'EXÉCUTION DE L'INVENTION
Les figures 1 à 3 des dessins montrent une première forme de réalisation 10 du trépan selon la présente invention, dans une vue en perspective, le trépan 10 étant inversé par rapport à son orientation de fonctionnement normale, la face agencée en bas, pour plus de clarté. A titre d'exemple, le trépan 10 à un diamètre de 8 1/2" et englobe un corps de trépan du type à matrice 12 comportant une queue 14 en vue de la connexion à un train de tiges (non représenté) s'étendant à partir de celui-ci de manière opposée à la face du trépan 16. Plusieurs lames 18 (douze (12) dans cette forme de réalisation) s'étendent en général radialement vers l'extérieur, de façon linéaire, vers les plaquettes de front de taille
20 définissant des fentes à rebuts 22 entre elles,
Contrairement aux structures de coupe des trépans imprégnés conventionnels, les structures imprégnées distinctes 24 comprennent des tiges s'étendant vers le haut (comme représenté dans la figure 1) sur les lames 18 à partir de la face du trépan 15. Les structures de coupe font partie intégrante des lames du type matrice 16 débordant d'un corps de trépan du type matrice 12 par un matériau de matrice imprégné de particules de diamant empilées manuellement dans des cavités de moule sur l'intérieur du moule du trépan, définissant les emplacements des structures de coupe 24 et des lames 18. Il faut noter que les structures de coupe 24 pourraient être agencées directement sur la face du trépan 16, sans les lames. Comme décrit plus en détail ci-dessous, il est toutefois
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aussi que les structures de coupe 24 sont certes décrites comme étant formées d'une seule pièce avec le trépan 10, mais elles peuvent aussi être formées sous farane de segments individuels distincts, par exemple par pression isostatique à chaud, fixés ensuite sur le trépan 10 par brasage ou traitement au four.
Les structures de coupe distinctes 24 sont espacées les unes des autres pour facilite!: l'écoulement de fluide de forage autour d'elles en vue d'un refroidissement et d'un dégagement amélioré du matériau de la formation éliminé par les particules de diamant. Comme représenté dans la figure 1, les structures de coupe distinctes 24 ont en général une section transversale ronde ou circulaire au niveau de leurs extrémités plates les plus externes 26, mais ont une forme plus ovale en fonction de la réduction de la distance de la face des lames 16, établissant ainsi des bases 28 plus larges ou plus allongées (dans la
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une durabilité accrues. Lors de l'usure des structures de coupe distinctes 24 (voir figure
3), la section transversale exposée des tiges est accrue, établissant progressivement une surface de contact accrue entre les particules de diamant et le matériau de la formation, Lors de l'usure des structures de coupe, le trépan 10 prend la configuration d'un trépan plus lourd, mieux adapté à la pénétration de formations plus dures et plus abrasives. Même en cas d'usure complète des structures de coupe distinctes 24, les lames
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risque d'interruption exigeant la remontée du trépan 10.
Les structures de coupe 24 sont certes illustrées comme comportant des tiges avec
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géométriques peuvent aussi être envisagées. Ceci n'est certes pas représenté dans les dessins, mais les extrémités les plus externes 26 des structures de coupe peuvent par exemple être configurés sous une forme ovale, ayant un grand diamètre et un petit diamètre. La partie de base adjacente à la lame 18 pourrait aussi être ovale, avec un grand diamètre et un petit diamètre, la base ayant un petit diamètre supérieur à celui de l'extrémité la plus externe 26 de la structure de coupe 24. Lorsque la structure de coupe
24 est usée en direction de la lame 18, le petit diamètre est accru, entraînant une aire de surface plus grande. Les extrémités des structures de coupe 24 ne doivent en outre pas forcément être plates, mais peuvent avoir des formes inclinées.
En d'autres termes, les structures de coupe 24 peuvent avoir des sections transversales différentes au niveau d'intervalles multiples, la forme de la pointe pouvant être séparée de la section transversale générale de la structure de coupe. D'autres formes géométriques peuvent être
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de coupe individuelles 24, ainsi que l'importance de l'effilement à partir des extrémités les plus externes 26 vers les lames 18, peuvent être variés pour changer l'agressivité globale du trépan 10 ou pour changer la vitesse de transformation du trépan, d'un trépan léger vers un trépan lourd au cours du fonctionnement. Une ou plusieurs structures de coupe de ce type 24 peuvent en outre être formées de sorte à avoir des sections transversales pratiquement constantes, en fonction des besoins et en fonction de l'application prévue du trépan 10,
Les structures de coupe distinctes 24 peuvent comprendre des particules de diamant synthétique, par exemple des particules de diamant synthétique DSN-47, commercialisées par la DeBeers de Shannon, Irlande, qui présentent une ténacité supérieure à celles des particules de diamant naturel. Le matériau de la matrice en carbure de tungstène avec lequel sont mélangées les particules de diamant pour former des structures de coupe distinctes 24 et supporter les lames 18, est de préférence un
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Kennametal !ne. de Latrobe, Pennsylvanie, Une telle poudre de carbure assure après l'infiltration une exposition accrue des pécules de diamant par rapport aux matériaux de matrice conventionnels, par suite de sa nature relativement douce et se prêtant à l'abrasion. La base 30 de chaque lame est de préférence composée d'un matériau. de matrice plus durable 121, commercialisé par la Firth MPD de Houston, Texas. L'utilisation d'un matériau plus durable dans cette région permet d'empêcher une interruption, même lorsque toutes les structures de coupé distinctes 24 et la majeure partie de chaque lame 18 sont usées.
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remplacer ceux décrits ci-dessus. Les structures de coupe distinctes 24 peuvent par exemple englober des particules de diamant naturel ou une combinaison de particules de diamant synthétique et naturel. Le structures de coupe peuvent aussi englober des tiges de diamant synthétique.
Comme représenté dans la figure 4, les extrémités radialement les plus internes des deux lames 18 s'étendent vers la ligne médiane du trépan 10 et supportent des
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faces de coupe orientées en général de sorte faire face à la direction de la rotation du trépan. les éléments de coupe PDC 32 sont agencés dans la partie de cône 34 de la face du trépan 16. Le cône 34, représenté le mieux dans la figure 1, est constitué par la partie de la face du trépan 16 dans laquelle le profil est défini comme une section ayant en général une forme en cône autour de la ligne médiane de la rotation prévue du trépan de forage 10.
Les éléments de coupe PDC peuvent comprendre des éléments de coupe comportant une chemise ou une gaine en PDC, s'étendant de manière contiguë à la face de coupe PDC et vers l'arrière de celle-ci, ainsi qu'au-dessus du substrat de support. Un
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une filiale appartenant entièrement au cessionnaire de la présente invention, sous la désignation d'éléments de coupe Niagara�. De tels éléments de coupe ont en outre été décrits dans la demande de brevet US, no. de série 09/205138, intitulée "Elément de
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de celui-ci", Cette conception des éléments de coupe assure une résistance accrue à l'abrasion dans les formations dures et/ou abrasives, forées typiquement par des trépans imprégnés, en combinaison avec des performances améliorées (ROP) dans des couches de
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Il faut toutefois noter que d'autres conceptions des éléments de coupe PDC peuvent aussi être envisagées. Les éléments de coupe PDC 32 peuvent avoir différentes formes, différentes tailles et être composés de matériaux différents, ceci étant bien connu par les hommes de métier.
Comme représenté aussi dans la figure 4 des dessins, le trépan 10 utilise plusieurs orifices 36 (huit (8) dans ce cas) au-dessus de la face du trépan 16 pour améliorer la vitesse d'écoulement du fluide de forage et mieux répartir l'écoulement sur la face du trépan 16 et entre les passages de fluide 38 entre les lames 18, jusqu'aux fentes à rebuts
22. Cette vitesse d'écoulement accrue du fluide et sa répartition améliorée permettent d'empêcher une agglutination du trépan, par exemple dans des formations de schiste, ce phénomène étant connu pour réduire notablement le ROP. En combinaison avec l'exposition améliorée du diamant du trépan 10, les propriétés hydrauliques améliorées accroissent notablement l'efficacité du forage à travers des formations de grès.
La figure 4 représente aussi un exemple d'utilisation selon la présente invention d'une région de front de taille d'un trépan imprégné de conception conventionnelle. A titre d'illustration, les plaquettes de front de taille de la forme de réalisation illustrée peuvent avoir une longueur de l'ordre de 76 mm (3 pouces), comprenant chacune environ
38 mm (1,5 pouces) de produit de diamant thermiquement stable (TSP) et une matrice imprégnée de particules de diamant, et environ 38 mm (1,5 pouces) de briques de carbure et de diamants naturels de type K. Un tel agencement peut de même être appliqué à des trépans de diamètres différents.
En service, le trépan 10 selon la présente invention serait descendu dans un puits et serait "mis en rodage" ou "aiguisé" par suite du forage d'une formation abrasive en présence d'un WOB (" weight on bit ") sélectionné, lors de la rotation du trépan. Au cours des premiers mètres (pieds) de pénétration, les particules de diamant sur les extrémités des tiges formant les structures de coupe distinctes 24 sont plus exposées, étant donné qu'un volume de diamant insignifiant est normalement exposé sur un trépan imprégné à l'état de fabrication. Après que le trépan a été "aiguisé" pour exposer les particules de diamant au niveau des extrémités externes 26 des structures de coupe distinctes 24, le ROP est stabilisé. Des tests effectués sur un simulateur de forage de laboratoire de grandeur nature ont démontré que le trépan selon l'invention peut présenter
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démontré que le trépan selon l'invention peut présenter un ROP pratiquement similaire à celui d'un trépan imprégné conventionnel, mais avec un WOB réduit
Les figures 5 et 6 des dessins montrent une autre forme de réalisation 100 du trépan Selon l'invention. Les caractéristiques décrites ci-dessus en référence au trépan 10
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a un plus grand nombre de lames 18 sur le trépan 100 que sur le trépan 10, les lames 18 s'étendant en spirale vers l'extérieur à partir du cône 34 du trépan 100 en direction de la région de front de taille. L'utilisation de lames courbées en spirale 18 établit une longueur accrue des lames et donc une redondance de couverture accrue des structures de coupe distinctes 24 en présence de chaque rayon. Il faut noter aussi qu'il y a un plus grand nombre d'orifices 36 sur la face du trépan 16 pour assurer la distribution du fluide, typiquement à travers des buses (non représentées) agencées dans les orifices 36. Les orifices 36 à l'intérieur du cône 34 ont de préférence un diamètre supérieur à celui de ceux agencés à l'extérieur du cône 34. Les lames 16 peuvent aussi avoir d'autres formes ou configurations.
Les lames peuvent par exemple être formées de sorte à s'étendre vers l'extérieur à partir du cône 34, en serpentin, chaque lame ayant une forme en S lorsqu'elle traverse la face du trépan 16 en direction de la région de front de taille 20.
Le trépan selon la présente invention a certes été décrit en référence à certaines formes de réalisation préférées, mais les hommes de métier comprendront qu'il n'y est pas limité, Des additions, des suppressions et des modifications des formes de réalisation illustrées et décrites peuvent être effectuées sans se départir de l'objectif de l'invention, comme défini par les revendications annexées. Les caractéristiques d'une forme de réalisation peuvent de même être combinées avec celles d'une autre forme de réalisation.
REVENDICATIONS
1. Trépan rotatif à lames pour le forage de formations souterraines, comprenant:
un corps de trépan comportant une face s'étendant à partir d'une ligne médiane vers une région de front de taille, la face englobant une partie de cône entourant la ligne médiane;
plusieurs lames sur la face s'étendant en général radialement vers l'extérieur en direction de la région de front de taille;
plusieurs structures de coupe distinctes, séparées les unes des autres, comprenant un matériau particulaire abrasif débordant vers le haut à partir de chacune des lames; et
plusieurs éléments de coupe à diamant polycristallin compact (PDC) agencés sur la face dans la partie de cône, la quantité des structures de coupe distinctes séparées les unes des autres étant supérieure à celle des éléments de coupe PDC.
IMPREGNATED BIT WITH PDC CUTTING ELEMENTS
IN THE CONE AREA
TECHNICAL AREA
FIELD OF THE INVENTION. The present invention relates to drill bits of the type comprising fixed cutting elements or blades for drilling underground formations. The present invention relates more specifically to drill bits with blades for drilling hard and / or abrasive rock formations, in particular for drilling
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PRIOR TECHNIQUE
The so-called "impregnated" blade bits are normally used for drilling hard and / or abrasive rock formations, for example sandstone formations. These impregnated drill bits typically use a cutting face composed of superhard cutting elements, for example particles of natural or synthetic diamond, dispersed in a matrix of wear-resistant material. During drilling with such a drill bit, the matrix and the diamonds are worn, the used cutting elements being lost and new cutting elements being exposed.
These diamond elements can either be natural or synthetic, and can be cast in one piece with the bit body, for example by low pressure infiltration, or can be preformed separately, for example by hot isostatic compression infiltration, and fixed to said drill bit by brazing or fixed to the drill bit by oven treatment during manufacturing.
Conventional impregnated drill bits generally have unsatisfactory hydraulic properties, using a crow's end wrench to distribute the drilling fluid across the face of the drill bit and establishing only a minimal flow surface. Conventional impregnated bits also do not provide effective drilling when the bit encounters softer and less abrasive layers of rock, for example shale layers. When drilling through shale layers, or other soft formations, via a conventional impregnated blade drill bit, the cutting structure exhibits a tendency to rapid engorgement or "caking" by the material training, making the drill bit ineffective.
Softer formations may also obstruct the flow of fluid formed in the drill bit, resulting in heat buildup and premature wear of the bit. For the drilling of shale-type formations, it would therefore be necessary to have a drill bit
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as a result, the selection of a drill bit for use in a particular drilling operation is more complicated when it is likely that formations of more than one type will be encountered during the drilling operation.
it would thus be advantageous to design a drill bit having more aggressive performances in softer and less abrasive formations, while ensuring an appropriate ROP in harder and more abrasive formations, without requiring the application of an increased WOB to the during the drilling process.
DESCRIPTION OF THE INVENTION.
The present invention relates to a rotary blade drill using cutting elements impregnated in the form of separate cutting structures in the form of rods, separated from each other, projecting upwards from radially extending blades on the face of the drill bit, the blades defining fluid passages therebetween, extending to scrap slots on the cutting edge region of the drill bit. The cone part or the central part of the face of the drill bit has a relatively narrow (shallow) configuration and comprises superabrasive cutting elements in the form of compact polycrystalline diamonds (PDC) having cutting faces generally oriented in the direction of the rotation of the drill bit. PDC cutters have superior performance in interstratified and shale formations.
The hydraulic properties of the drill bit are improved by the above fluid passages, supplied with drilling fluid by several nozzles arranged in orifices distributed above the face of the drill bit to ensure an improved volume and distribution of the flow of the drill bit. forging fluid.
In one embodiment, the blades generally extend radially outward in a linear fashion from locations in the cone at the center line of the drill bit (in the case of blades supporting PDC cutting elements in the cone), inside the cone, but not at the center line, or at the edge of the cone, towards the cutting edge region of the drill bit, where contiguous cutting edge pads extend longitudinally and define waste slots therebetween.
In another embodiment, the blades are curved and generally extend radially outward, in a spiral, from the center line (again in the case of blades supporting PDC cutting elements), at the inside the cone, or at the edge of the cone, towards the cutting face region of the drill bit and contiguously with cutting face pads with longitudinal extension defining scrap slots therebetween. The elongated nature of the spiral blades establishes an additional length to support the separate cutting structures, so as to improve the corresponding redundancy in the presence of any given radius,
BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
Figure 1 is an inverted perspective view of a first embodiment of a drill bit according to the present invention; Figure 2A is a schematic elevational view of parts of several blades of the drill bit of Figure 1, supporting a separate cutting structure, Figure 2B is a view <EMI ID = 3.1> Figure 3 is an enlarged inverted perspective view of part of the. cone part of the face of the drill bit of Figure 1, showing the wear of the separate cutting structures, impregnated with diamond particles and PDC cutting elements; Figure 4 is an elevational view from above of the bit of Figure 1 after execution of tests, showing wear of the separate cutting structures and PDC cutting elements;
Figure 5 is an elevational view from above of a second embodiment of the drill bit according to the present invention; and FIG. 6 is an inverted perspective view of the drill bit in FIG. 5.
BEST MODE (S) FOR CARRYING OUT THE INVENTION
Figures 1 to 3 of the drawings show a first embodiment 10 of the drill bit according to the present invention, in a perspective view, the drill bit 10 being inverted with respect to its normal operating orientation, the face arranged at the bottom, for more clarity. By way of example, the drill bit 10 has a diameter of 8 1/2 "and includes a drill bit body of the matrix type 12 comprising a shank 14 for connection to a drill string (not shown) extending from the latter opposite the face of the drill bit 16. Several blades 18 (twelve (12) in this embodiment) generally extend radially outward, in a linear fashion, towards the front pads of size
20 defining waste slots 22 therebetween,
Unlike the cutting structures of conventional impregnated drill bits, separate impregnated structures 24 include upwardly extending rods (as shown in Figure 1) on the blades 18 from the face of the drill bit 15. The cutting structures make integral part of the matrix type blades 16 projecting from a matrix type bit body 12 by a matrix material impregnated with diamond particles stacked manually in mold cavities on the inside of the drill bit mold, defining the locations of the structures cutting 24 and blades 18. It should be noted that the cutting structures 24 could be arranged directly on the face of the drill bit 16, without the blades. As described in more detail below, it is however
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also that the cutting structures 24 are certainly described as being formed in a single piece with the drill bit 10, but they can also be formed under farane of separate individual segments, for example by hot isostatic pressure, then fixed on the drill bit 10 by soldering or oven treatment.
The separate cutting structures 24 are spaced from each other for ease !: the flow of drilling fluid around them for cooling and improved release of the formation material removed by the diamond particles . As shown in FIG. 1, the separate cutting structures 24 generally have a round or circular cross section at their outermost flat ends 26, but have a more oval shape as a function of the reduction in the distance from the face blades 16, thus establishing wider or more elongated bases 28 (in the
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increased durability. During wear of the separate cutting structures 24 (see figure
3), the exposed cross section of the rods is increased, gradually establishing an increased contact surface between the diamond particles and the formation material, When the cutting structures wear out, the drill bit 10 assumes the configuration of a heavier drill bit, better suited for penetrating harder and more abrasive formations. Even when the separate cutting structures 24 are completely worn, the blades
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risk of interruption requiring the bit to be raised 10.
The cutting structures 24 are certainly illustrated as comprising rods with
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geometric can also be considered. This is certainly not shown in the drawings, but the outermost ends 26 of the cutting structures can for example be configured in an oval shape, having a large diameter and a small diameter. The base part adjacent to the blade 18 could also be oval, with a large diameter and a small diameter, the base having a small diameter greater than that of the outermost end 26 of the cutting structure 24. When the structure cutting
24 is worn towards the blade 18, the small diameter is increased, resulting in a larger surface area. The ends of the cutting structures 24 need not furthermore be flat, but may have inclined shapes.
In other words, the cutting structures 24 may have different cross sections at multiple intervals, the shape of the tip being separable from the general cross section of the cutting structure. Other geometric shapes can be
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individual cutting 24, as well as the extent of taper from the outermost ends 26 towards the blades 18, can be varied to change the overall aggressiveness of the drill bit 10 or to change the speed of transformation of the drill bit, d '' a light drill bit to a heavy drill bit during operation. One or more cutting structures of this type 24 can also be formed so as to have practically constant cross sections, according to the needs and according to the intended application of the drill bit 10,
The separate cutting structures 24 may include synthetic diamond particles, for example DSN-47 synthetic diamond particles, marketed by DeBeers of Shannon, Ireland, which exhibit higher toughness than those of natural diamond particles. The tungsten carbide matrix material with which the diamond particles are mixed to form separate cutting structures 24 and to support the blades 18, is preferably a
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Kennametal! Ne. from Latrobe, Pennsylvania, Such a carbide powder provides increased exposure of diamond pecules compared to conventional matrix materials after infiltration, due to its relatively soft and abrasion-resistant nature. The base 30 of each blade is preferably made of a material. more durable matrix 121, marketed by Firth MPD of Houston, Texas. Using a more durable material in this region helps prevent interruption, even when all of the separate cut structures 24 and most of each blade 18 are worn out.
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replace those described above. The separate cutting structures 24 may for example include natural diamond particles or a combination of synthetic and natural diamond particles. The cutting structures may also include stems of synthetic diamond.
As shown in Figure 4, the radially innermost ends of the two blades 18 extend towards the center line of the drill bit 10 and support
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cutting faces generally oriented so as to face the direction of rotation of the drill bit. the PDC cutting elements 32 are arranged in the cone part 34 of the face of the drill bit 16. The cone 34, best represented in FIG. 1, is constituted by the part of the face of the drill bit 16 in which the profile is defined as a section generally having a cone shape around the center line of the planned rotation of the drill bit 10.
The PDC cutting elements may include cutting elements having a PDC jacket or sheath, extending contiguously to and towards the rear of the PDC cutting face, as well as above the substrate of support. A
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a wholly owned subsidiary of the assignee of the present invention, known as Niagara Cutters. Such cutting elements have also been described in the US patent application, no. serial 09/205138, entitled "Element of
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of this ", This design of the cutting elements provides increased resistance to abrasion in hard and / or abrasive formations, typically drilled by impregnated drill bits, in combination with improved performance (ROP) in layers of
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It should however be noted that other designs of the PDC cutting elements can also be envisaged. The PDC 32 cutting elements can have different shapes, different sizes and be made of different materials, this being well known to those skilled in the art.
As also shown in FIG. 4 of the drawings, the drill bit 10 uses several orifices 36 (eight (8) in this case) above the face of the drill bit 16 to improve the flow speed of the drilling fluid and better distribute the flow on the face of the drill bit 16 and between the fluid passages 38 between the blades 18, up to the waste slots
22. This increased flow speed of the fluid and its improved distribution make it possible to prevent agglutination of the drill bit, for example in shale formations, this phenomenon being known to significantly reduce the ROP. In combination with the improved diamond exposure of drill bit 10, the improved hydraulic properties significantly increase the efficiency of drilling through sandstone formations.
Figure 4 also shows an example of use according to the present invention of a face region of an impregnated drill bit of conventional design. By way of illustration, the size front pads of the illustrated embodiment may have a length of the order of 76 mm (3 inches), each comprising approximately
38 mm (1.5 inches) of thermally stable diamond product (TSP) and a matrix impregnated with diamond particles, and approximately 38 mm (1.5 inches) of carbide bricks and natural type K diamonds. arrangement can similarly be applied to drill bits of different diameters.
In use, the drill bit 10 according to the present invention would be lowered into a well and would be "run in" or "sharpened" as a result of the drilling of an abrasive formation in the presence of a WOB ("weight on bit") selected, when rotating the drill bit. During the first few meters (feet) of penetration, the diamond particles on the ends of the stems forming the separate cutting structures 24 are more exposed, since an insignificant volume of diamond is normally exposed on a drill bit impregnated with state of manufacture. After the drill bit has been "sharpened" to expose the diamond particles at the outer ends 26 of the separate cutting structures 24, the ROP is stabilized. Tests carried out on a full-scale laboratory drilling simulator have demonstrated that the drill bit according to the invention can have
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demonstrated that the drill bit according to the invention can have a ROP practically similar to that of a conventional impregnated drill bit, but with a reduced WOB
Figures 5 and 6 of the drawings show another embodiment 100 of the drill bit according to the invention. The characteristics described above with reference to drill bit 10
<EMI ID = 16.1>
has a larger number of blades 18 on the drill bit 100 than on the drill bit 10, the blades 18 extending in a spiral outward from the cone 34 of the drill bit 100 toward the face region. The use of spirally curved blades 18 establishes an increased length of the blades and therefore an increased redundancy of coverage of the separate cutting structures 24 in the presence of each radius. It should also be noted that there are a greater number of orifices 36 on the face of the drill bit 16 to ensure the distribution of the fluid, typically through nozzles (not shown) arranged in the orifices 36. The orifices 36 to l 'inside the cone 34 preferably have a diameter greater than that of those arranged outside the cone 34. The blades 16 may also have other shapes or configurations.
The blades can for example be formed so as to extend outwards from the cone 34, in serpentine shape, each blade having an S shape when it crosses the face of the drill bit 16 in the direction of the front region of size 20.
The drill bit according to the present invention has certainly been described with reference to certain preferred embodiments, but those skilled in the art will understand that it is not limited thereto. Additions, deletions and modifications of the embodiments illustrated and described can be carried out without departing from the objective of the invention, as defined by the appended claims. The features of one embodiment can similarly be combined with those of another embodiment.
CLAIMS
1. Rotary blade drill bit for drilling underground formations, comprising:
a drill bit body having a face extending from a center line to a face region, the face including a cone portion surrounding the center line;
a plurality of blades on the face generally extending radially outwards in the direction of the face region;
a plurality of separate cutting structures, separated from each other, comprising an abrasive particulate material projecting upward from each of the blades; and
several compact polycrystalline diamond (PDC) cutting elements arranged on the face in the cone part, the quantity of the separate cutting structures separated from each other being greater than that of the PDC cutting elements.