ITTO940301A1

ITTO940301A1 - DRILLING TIP WITH PERFECT RIGID FRONT SEAL

Info

Publication number: ITTO940301A1
Application number: IT94TO000301A
Authority: IT
Inventors: Danny E Scott
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 1993-04-16
Filing date: 1994-04-15
Publication date: 1995-10-15
Also published as: GB2278865B; NO941375L; ITTO940301A0; GB9407359D0; IT1274260B; NO941375D0; GB2278865A

Description

DESCRIZIONE dell'invenzione industriale dal titolo: DESCRIPTION of the industrial invention entitled:

"Punta di trivellazione con tenuta frontale rigida perfezionata" "Improved Rigid Face Seal Drill Bit"

Sfondo tecnologico relativo all’invenzione 1. Campo dell'invenzione Technological background relating to the invention 1. Field of the invention

La presente invenzione si riferisce generalmente a punte di trivellazione del terreno, particolarmente ai sistemi di tenuta e lubrificazione per punte di trivellazione del terreno del tipo a fresa rotante. Più particolarmente, la presente invenzione si riferisce al miglioramento della resistenza all'usura e alla riduzione dell’attrito nei sistemi di tenuta di tali punte di trivellazione del terreno. The present invention generally relates to soil drill bits, particularly to sealing and lubrication systems for rotary cutter type soil drill bits. More particularly, the present invention relates to the improvement of wear resistance and the reduction of friction in the sealing systems of such soil drilling bits.

2. Informazione concernente lo sfondo tecnologico 2. Information concerning the technological background

Il successo della trivellazione rotativa è permesso la scoperta di giacimenti profondi di petrolio e gas. La trivella rotante per roccia ha costituito un'importante invenzione che ha reso possibile il successo nella trivellazione rotativa. Con i precedenti utensili di perforazione a lame dentate ("drag bit") potevano essere penetrate commercialmente soltanto formazioni di terreno soffice, ma la punta per roccia a due coni, inventata da Howard R. Hughes, brevetto US 930,759, fu in grado di trivellare la dura crosta rocciosa presso Spindletop Field, presso Beaumont, Texas, con relativa facilità. Quella importante invenzione, entro la prima decade di questo secolo, era in grado di trivellare ad una profondità e con una rapidità che era una frazione esigua rispetto a quelle raggiungibili con la moderna punta da roccia rotativa. Se le punte originali Hughes erano in grado di trivellare per ore, le moderne punte trivellano per giorni. Le punte moderne talvolta sono in grado di trivellare per migliaia di metri piuttosto che soltanto per pochi metri. Molti perfezionamenti hanno contribuito all'impressionante miglioramento delle punte di trivellazione del terreno del tipo a fresa rotante. Successful rotary drilling allowed the discovery of deep oil and gas fields. The rotary rock auger was an important invention that made success in rotary drilling possible. With previous "drag bits" drilling tools only soft soil formations could be penetrated commercially, but the two-cone rock drill, invented by Howard R. Hughes, US patent 930,759, was able to drill the hard rock crust at Spindletop Field, near Beaumont, Texas, with relative ease. That important invention, within the first decade of this century, was capable of drilling to a depth and with a speed that was a small fraction of that achievable with the modern rotary rock drill. If the original Hughes drills could drill for hours, modern drills drill for days. Modern drills are sometimes capable of drilling thousands of meters rather than just a few meters. Many refinements have contributed to the impressive improvement of rotary tiller type soil drill bits.

Nella trivellazione di fori di sonda in formazioni di terreno mediante il metodo rotativo, le punte di trivellazione tipicamente impiegano almeno una fresa a cono a rotolamento, montato girevole su di esse. La punta è assicurata alla estremità inferiore di una batteria di aste di perforazione che è fatta ruotare dalla superficie o mediante motori posti in foro. Le frese montate sulla punta rotolano e scorrono sul fondo del foro di sonda quando l’asta di perforazione è ruotata in modo da impegnare e disintegrare il materiale della formazione. Le frese rotanti sono provviste di denti che sono forzati a penetrare e scalpellare il fondo del foro di sonda dal carico imposto dall’asta di perforazione. Quando le frese rotolano e scorrono lungo il fondo del foro di sonda, le frese e gli alberi su cui sono montate in modo girevole, sono sottoposte a elevati carichi statici dal peso sulla punta e si incontrano elevati carichi transitori o d'urto quando le frese rotolano e scorrono lungo una superficie non uniforme del fondo del foro di sonda. Così la maggior parte delle punte di trivellazione sono provviste di cuscinetti portanti di precisione e superfici portanti così come di sistemi di lubrificazione a tenuta che aumentano la vita di trivellazione delle punte stesse. I sistemi di lubrificazione tipicamente sono a tenuta per evitare perdite di lubrificanti e per prevenire la contaminazione dei cuscinetti da materia estranea quali le particelle abrasive incontrate nel foro di sonda. Un sistema compensatore di pressione minimizza il differenziale di pressione attraverso la tenuta cosicché la pressione del lubrificante sia uguale o leggermente superiore alla pressione idrostatica dello spazio anulare tra la punta e la parete laterale del foro di sonda. Le prime punte Hughes non avevano tenute o avevano tenute rudimentali con vita relativamente breve e, se lubrificate, necessitavano di grosse quantità di lubrificante e grossi serbatoi di lubrificanti. Tipicamente, dopo esaurimento del lubrificante spesso si aveva come risultato la rottura dei cuscinetti portanti e della punta. Un perfezionamento nella tecnologia di tenuta si verificò con la tenuta "Belleville", come descritta nel brevetto US 3.075.781 di Atkinson et al. La tenuta Belleville minimizzava la perdita di lubrificante e permetteva serbatoi di lubrificanti più piccoli per ottenere durate di vita accettabili per le punte. In drilling sounder holes in soil formations by the rotary method, the drill bits typically employ at least one rolling cone cutter, rotatably mounted thereon. The tip is secured to the lower end of a set of drill rods which is rotated from the surface or by motors placed in the hole. The drills mounted on the tip roll and slide on the bottom of the probe hole when the drill rod is rotated in order to engage and disintegrate the formation material. The rotating cutters are equipped with teeth that are forced to penetrate and chisel the bottom of the probe hole by the load imposed by the drill rod. As the cutters roll and slide along the bottom of the probe hole, the cutters and shafts on which they are rotatably mounted are subjected to high static loads from the weight on the tip, and high transient or shock loads are encountered when the cutters roll and slide along an uneven surface of the bottom of the probe hole. Thus, most drill bits are equipped with precision bearing and bearing surfaces as well as sealed lubrication systems that increase the drill life of the drill bits. Lubrication systems are typically sealed to prevent lubricant leaks and to prevent contamination of bearings by foreign matter such as abrasive particles encountered in the probe bore. A pressure compensating system minimizes the pressure differential across the seal so that the pressure of the lubricant is equal to or slightly higher than the hydrostatic pressure of the annular space between the tip and the side wall of the probe bore. Early Hughes drills either had no seals or had relatively short life rudimentary seals and, if lubricated, required large quantities of lubricant and large reservoirs of lubricants. Typically, bearing and tip failure often resulted after lubricant depletion. An improvement in sealing technology occurred with the "Belleville" seal, as described in US patent 3,075,781 to Atkinson et al. The Belleville seal minimized lubricant loss and allowed smaller lubricant reservoirs to achieve acceptable tip life spans.

Durante la ricerca per tenute di cuscinetti portanti perfezionate, nella tecnologia delle punte sono divenute di elevata importanza punte che impiegano elementi di cuscinetto a sfere o rulli antifrìzione. Elementi di cuscinetti a rulli riducono l’importanza del lubrificante e dei sistemi di lubrificazione, ma introducono numerosi altri svantaggi. Un principale svantaggio risiede nel fatto che la rottura di uno qualsiasi dei numerosi elementi, verosimilmente permetterebbe a particelle metalliche di entrare entro il cuscinetto con risultati di danneggiamento pressoché certi. Inoltre, la necessità di un foro ricavato nell’anello del cuscinetto per l’inserimento degli elementi e la ritenzione degli elementi con un organo a tappo saldato, aumenta la complessità della costruzione delle punte che impiegano cuscinetti antifrizione. In the search for improved journal bearing seals, bits employing anti-friction ball bearing elements or rollers have become of high importance in tip technology. Roller bearing elements reduce the importance of lubricant and lubrication systems, but introduce numerous other disadvantages. A main disadvantage resides in the fact that the breakage of any of the numerous elements would probably allow metal particles to enter the bearing with almost certain damage results. In addition, the need for a hole made in the bearing ring for the insertion of the elements and the retention of the elements with a welded plug member, increases the complexity of the construction of the tips that use anti-friction bearings.

Una punta con cuscinetto portante sigillato dovrebbe avere più elevata resistenza e capacità di sopportazione di carico rispetto ad una punta con cuscinetto antifrizione. La tenuta descritta da Atkinson non sarebbe in grado di sigillare il lubrificante all'interno di una punta a cuscinetto portante per più di circa 50-60 ore di trivellazione, in media. Ciò era parzialmente dovuto al rapido movimento della fresa sul suo albero di sopporto (rotazione fuori piano della fresa), necessitata dalle tolleranze del cuscinetto e del gruppo, che causava incrementi di pressione dinamica nel lubrificante, forzando il lubrificante attraverso la tenuta e risultando in una prematura perdita di lubrificante e rottura della punta. A tip with a sealed journal bearing should have higher strength and load carrying capacity than a tip with an anti-friction bearing. The seal described by Atkinson would not be able to seal the lubricant inside a load-bearing bearing drill for more than about 50-60 hours of drilling, on average. This was partially due to the rapid movement of the cutter on its support shaft (out-of-plane rotation of the cutter), necessitated by the tolerances of the bearing and the assembly, which caused increases in dynamic pressure in the lubricant, forcing the lubricant through the seal and resulting in a premature loss of lubricant and tip breakage.

La combinazione di anello torico ("O-ring") e cuscinetto portante descritto nel brevetto US 3.397.928 di Galle permise di sviluppare il potenziale della punta a cuscinetto portante. La punta di Galle con cuscinetto portante con tenuta ad O-ring permetteva di trivellare per un centinaio di ore o più nella trivellazione lenta dura del West Texas. Il successo del progetto di Galle era in parte attribuibile alla capacità del progetto con O-ring di aiutare a minimizzare le sovrapressioni dinamiche sopra citate. The combination of an "O-ring" and support bearing described in Galle US Patent 3,397,928 allowed to develop the potential of the support bearing tip. The O-ring sealed carrier bearing Galle bit allowed drilling for a hundred hours or more in the slow hard drilling of West Texas. The success of the Galle design was partly attributable to the O-ring design's ability to help minimize the dynamic overpressures mentioned above.

Un importante perfezionamento nella tecnologia relativa alla tenuta delle punte di trivellazione si verificò con l'introduzione di una tenuta frontale rigida di successo. La tenuta frontale rigida utilizzata nelle punte di trivellazione costituisce un miglioramento rispetto alla tecnologia di tenuta nota come tenuta "duo-cone" sviluppata da Caterpillar Tractor Co. di Peoria, Illinois. Tenute frontali rigide sono note in diverse configurazioni, ma tipicamente comprendono almeno un anello rigido, avente una faccia di tenuta di precisione smerigiiata o lappata su di esso, confinata in una scanalatura presso la base dell'albero sul quale la fresa è fatta ruotare e un organo energizzante che spinge la faccia di tenuta dell’anello rigido in impegno di tenuta con una seconda faccia di tenuta. Così le facce di tenuta si accoppiano e ruotano relativamente l’una all'altra per fornire una interfaccia di tenuta tra la fresa rotante e l’albero su cui essa è montata. La combinazione dell'anello energizzante e dell'anello rigido permette a! gruppo di tenuta di muoversi leggermente per minimizzare le fluttuazioni di pressione nel lubrificante e di prevenire l'estrusione dell'energizzante attraverso la fresa e albero di supporto, che può risultare nell'improvvisa pressoché totale perdita del lubrificante. I brevetti US 4.516.641 di Bum; 4.666.001 di Bum; 4.753.304 di Kelly; e 4.923.020 di Kelly costituiscono esempi di tenute frontali rigide per l'impiego in punte di trivellazione. Le tenute frontali rigide sostanzialmente migliorano la vita di trivellazione delie punte di trivellazione del tipo a fresa rotativa. Punte di trivellazione con tenute frontali rigide frequentemente trattengono il lubrificante e così operano efficacemente più a lungo rispetto alle punte costituenti tecnica nota. A major advancement in drill bit sealing technology occurred with the introduction of a successful rigid face seal. The rigid face seal used in drill bits is an improvement over the sealing technology known as a "duo-cone" seal developed by Caterpillar Tractor Co. of Peoria, Illinois. Rigid face seals are known in various configurations, but typically comprise at least one rigid ring, having a precision ground or lapped seal face thereon, confined in a groove at the base of the shaft on which the cutter is rotated and a energizing member which urges the sealing face of the rigid ring into sealing engagement with a second sealing face. Thus the sealing faces couple and rotate relatively to each other to provide a sealing interface between the rotary cutter and the shaft on which it is mounted. The combination of the energizing ring and the rigid ring enables! seal assembly to move slightly to minimize pressure fluctuations in the lubricant and to prevent extrusion of the energizer through the cutter and support shaft, which can result in the sudden almost total loss of the lubricant. US patents 4,516,641 of Bum; 4,666,001 to Bum; 4,753,304 to Kelly; and 4,923,020 Kelly are examples of rigid face seals for use in drill bits. Rigid face seals substantially improve the drill life of rotary cutter type drill bits. Drill bits with rigid face seals frequently retain the lubricant and thus operate effectively longer than prior art bits.

Poiché le facce di tenuta delle tenute frontali rigide sono in contatto costante e scorrono relativamente l'una all’altra, il modo dominante di rottura delle tenute è per usura. Alla fine, le superfici di tenuta sono soggette a corrosione per vaiolatura e il coefficiente di attrito tra le facce di tenuta aumenta, portando a temperature operative aumentate, ad una riduzione nell'efficacia di tenuta e infine a decadimento della tenuta, che in ultima istanza risultano nella rottura della punta. In uno sforzo di minimizzare l'usura della tenuta gli anelli delle tenute frontali rigide secondo la tecnica anteriore erano costruiti con acciai da utensili quali 440C inossidabile o leghe induribili quali Stellite. L’impiego di questi materiali nelle tenute frontali rigide allunga la vita di perforazione delle punte, ma lascia spazio per miglioramenti nella longevità di trivellazione di tenute frontali rigide e così di punte di trivellazione. Since the sealing faces of the rigid front seals are in constant contact and slide relatively to each other, the dominant way of breaking the seals is due to wear. Eventually, the sealing surfaces are prone to pitting corrosion and the coefficient of friction between the sealing faces increases, leading to increased operating temperatures, a reduction in sealing effectiveness, and ultimately to seal decay, which ultimately result in the tip breaking. In an effort to minimize seal wear, the prior art rigid face seal rings were constructed of tool steels such as 440C stainless or hardenable alloys such as Stellite. The use of these materials in rigid face seals extends the drilling life of the drill bits, but leaves room for improvements in the longevity of the drilling of rigid face seals and thus of drill bits.

Esiste una necessità quindi per tenute frontali rigide per l'impiego in punte di trivellazione, aventi migliorate proprietà di resistenza all'usura e ridotti coefficienti di attrito radente tra le facce di tenuta. There is therefore a need for rigid face seals for use in drill bits, having improved wear resistance properties and reduced sliding friction coefficients between the seal faces.

Sommario dell'invenzione Summary of the invention

Costituisce uno scopo generale dell'invenzione il fornire una tenuta frontale rigida perfezionata per l'impiego in una punta di trivellazione, la tenuta frontale rigida avendo migliorata resistenza all'usura e ridotti coefficienti di attrito radente tra le sue facce di tenuta. It is a general object of the invention to provide an improved rigid face seal for use in a drill bit, the rigid face seal having improved wear resistance and reduced sliding friction coefficients between its sealing faces.

Questo e altri scopi della presente invenzione sono conseguiti fornendo una punta dì trivellazione avente un corpo di punta, almeno un albero portante a sbalzo, includente una superficie di cuscinetto portante cilindrica che si estende verso l'interno e verso il basso dal corpo di punta e almeno una fresa montata in rotazione sulla superficie cilindrica di cuscinetto portante dell’albero portante. Un gruppo di tenuta è disposto tra la superficie di cuscinetto portante cilindrica e la fresa in posizione prossimale alla base dell’albero portante a sbalzo. Il gruppo di tenuta include almeno un anello di tenuta rigido avente una faccia di tenuta in contatto con una seconda faccia di tenuta. Almeno una delle facce di tenuta è almeno parzialmente formata da un materiale super-duro resistente all'abrasione avente una resistenza all’usura superiore e un coefficiente di attrito radente inferiore rispetto al materiale dell'anello di tenuta rigido. This and other objects of the present invention are achieved by providing a drill bit having a drill body, at least one cantilevered bearing shaft, including a cylindrical bearing bearing surface extending inward and downward from the drill body and at least one cutter mounted in rotation on the cylindrical bearing surface of the bearing shaft. A sealing unit is arranged between the cylindrical bearing bearing surface and the cutter proximal to the base of the cantilevered bearing shaft. The seal assembly includes at least one rigid seal ring having a seal face in contact with a second seal face. At least one of the sealing faces is at least partially formed of a super-hard material resistant to abrasion having a higher wear resistance and a lower sliding friction coefficient than the material of the rigid sealing ring.

Secondo la forma di attuazione preferita della presente invenzione, la seconda faccia di tenuta è una faccia di tenuta radiale su di un secondo anello di tenuta rigido e almeno la seconda porzione della faccia di tenuta del secondo anello di tenuta rigido è almeno parzialmente formata da un materiale super-duro, resistente all’abrasione. According to the preferred embodiment of the present invention, the second sealing face is a radial sealing face on a second rigid sealing ring and at least the second portion of the sealing face of the second rigid sealing ring is at least partially formed by a super hard material, abrasion resistant.

Secondo una forma di attuazione della presente invenzione, la seconda faccia di tenuta è formata sulla fresa della punta di trivellazione e la seconda faccia di tenuta è formata da un materiale super-duro, resistente all’abrasione. According to an embodiment of the present invention, the second sealing face is formed on the drill bit of the drill bit and the second sealing face is formed by a super-hard material, resistant to abrasion.

Il materiale preferito super-duro, resistente all’abrasione, è AMORPHIC DIAMOND®, che ha una resistenza all'usura superiore e un coefficiente di attrito radente inferiore rispetto al materiale dell'anello di tenuta rigido. The preferred super-hard, abrasion-resistant material is AMORPHIC DIAMOND®, which has superior wear resistance and a lower sliding friction coefficient than the rigid seal ring material.

Altri scopi, caratteristiche e vantaggi della presente invenzione saranno evidenti ai tecnici esperti nel settore con riferimento alle figure e descrizione dettagliata che seguono. Other objects, features and advantages of the present invention will be apparent to those skilled in the art with reference to the following figures and detailed description.

Descrizione dei disegni Description of the drawings

La figura 1 è una vista in sezione frammentaria di una sezione di una punta di trivellazione secondo la presente invenzione. Figure 1 is a fragmentary sectional view of a section of a drill bit according to the present invention.

La figura 2 è una vista in sezione frammentaria ingrandita di un gruppo di tenuta preferito per l'impiego in una punta di trivellazione secondo la presente invenzione. Figure 2 is an enlarged fragmentary sectional view of a preferred sealing assembly for use in a drill bit according to the present invention.

La figura 3 è una vista in sezione frammentaria ingrandita di un gruppo alternativo di tenuta contemplato per l'impiego nell'ambito della presente invenzione. FIG. 3 is an enlarged fragmentary sectional view of an alternative seal assembly contemplated for use within the present invention.

La figura 4 è un confronto grafico dei risultati di una prova di coppie di attrito di materiali rivestiti, secondo la presente invenzione, a confronto con materiali convenzionali. Figure 4 is a graphical comparison of the results of a friction pair test of coated materials, according to the present invention, in comparison with conventional materials.

Descrizione della forma di attuazione preferita La figura 1 illustra in vista di sezione frammentaria, una sezione di una punta di trivellazione 11 secondo la presente invenzione. La punta di trivellazione 11 è provvista di un corpo 13, che è filettato alla sua estremità superiore 15 per il collegamento ad un'asta di trivellazione (non illustrata). Description of the preferred embodiment Figure 1 illustrates in fragmentary sectional view, a section of a drill bit 11 according to the present invention. The drill bit 11 is provided with a body 13, which is threaded at its upper end 15 for connection to a drill rod (not shown).

La punta di trivellazione 11 è fornita di un sistema di lubrificazione a compensazione di pressione 23. Il sistema di lubrificazione a compensazione di pressione 23 è riempito con lubrificante all'atto del montaggio sotto pressione di vuoto. Il procedimento di lubrificazione sotto pressione di vuoto permette anche che la cavità del cuscinetto portante generalmente indicata con 29 sia riempita di lubrificante attraverso il passaggio 27. La pressione ambiente del foro di sonda agisce attraverso di diaframma 25 per far sì che la pressione di lubrificante sia sostanzialmente identica alla pressione ambiente del foro di sonda. The drill bit 11 is provided with a pressure compensated lubrication system 23. The pressure compensated lubrication system 23 is filled with lubricant upon mounting under vacuum pressure. The vacuum pressure lubrication process also allows the journal bearing cavity generally designated 29 to be filled with lubricant through passage 27. The ambient pressure of the probe bore acts through diaphragm 25 to cause the lubricant pressure to be substantially identical to the ambient pressure of the probe hole.

Un albero portante a sbalzo 31 si estende verso l'interno e verso il basso dal corpo 13 della punta di trivellazione 11. Una fresa 33 generalmente tronco-conica è montata girevole sull'albero portante a sbalzo 31. La fresa 33 è fornita di una pluralità di file generalmente circonferenziali di inserti o denti 35, che impegnano e disintegrano il materiale di formazione quando la punta di trivellazione 11 è ruotata e la fresa 33 rotola e scorre lungo il fondo del foro di sonda. A cantilever bearing shaft 31 extends inward and downward from the body 13 of the drill bit 11. A generally frusto-conical cutter 33 is rotatably mounted on the cantilever bearing shaft 31. The cutter 33 is provided with a a plurality of generally circumferential rows of inserts or teeth 35, which engage and disintegrate the forming material as the drill bit 11 is rotated and the cutter 33 rolls and slides along the bottom of the probe hole.

L’albero portante a sbalzo 31 è provvisto di una superficie portante cilindrica 37, di una superficie reggispinta 38 e di una superficie portante a spina pilota 39. Queste superfici 37, 38, 39 cooperano con superfici portanti di accoppiamento sulla fresa 33 per formare un cuscinetto portante sull'albero portante a sbalzo 31 sul quale la fresa 33 può ruotare liberamente. li lubrificante è fornito al cuscinetto portante attraverso il passaggio 27 mediante il sistema di lubrificazione a compensazione di pressione 23. La fresa 33 è ritenuta sull'albero portante 31 mediante una pluralità di organi di bloccaggio a sfera con finiture di precisione 41. The cantilever bearing shaft 31 is provided with a cylindrical bearing surface 37, a thrust bearing surface 38 and a pilot pin bearing surface 39. These surfaces 37, 38, 39 cooperate with coupling bearing surfaces on the cutter 33 to form a bearing bearing on the cantilevered bearing shaft 31 on which the cutter 33 can rotate freely. Lubricant is supplied to the carrier bearing through passage 27 by the pressure compensating lubrication system 23. The cutter 33 is held on the carrier shaft 31 by a plurality of precision-finished ball locking members 41.

Un gruppo di tenuta 42 secondo la presente invenzione è disposto in posizione prossimale ad una base 43 dell'albero portante a sbalzo 31 e in posizione generalmente intermedia tra la fresa 33 e l’albero portante 31. Questo gruppo di tenuta è fornito allo scopo di ritenere il lubrificante entro la cavità portante 29 e per prevenire la contaminazione del lubrificante da materia estranea dall’esterno della punta 11. Il gruppo di tenuta può cooperare con un sistema di lubrificazione a compensazione di pressione 23 per minimizzare i differenziali di pressione attraverso la tenuta 42, che può risultare in una rapida estrusione e perdita del lubrificante, come descritto nel brevetto US 4.516.641 di Burr. Cosi il compensatore di pressione 23 compensa la pressione di lubrificante per variazioni di pressione idrostatica a cui va incontro la punta 11, mentre il gruppo di tenuta 42 compensa le variazioni di pressioni dinamica nel lubrificante causati dal movimento della fresa sull’albero 31. A sealing assembly 42 according to the present invention is disposed proximal to a base 43 of the cantilever bearing shaft 31 and generally intermediate between the cutter 33 and the bearing shaft 31. This sealing assembly is provided for the purpose of retaining the lubricant within the bearing cavity 29 and to prevent contamination of the lubricant by foreign matter from the outside of the tip 11. The seal assembly can cooperate with a pressure compensated lubrication system 23 to minimize pressure differentials across the seal 42, which can result in rapid extrusion and loss of the lubricant, as described in US patent 4,516,641 to Burr. Thus the pressure compensator 23 compensates the pressure of the lubricant for changes in hydrostatic pressure that the tip 11 meets, while the sealing group 42 compensates for the dynamic pressure changes in the lubricant caused by the movement of the cutter on the shaft 31.

La figura 2 descrive, in vista sezionata ingrandita, una configurazione preferita di tenuta 42 contemplata per l'impiego nella presente invenzione. Il gruppo di tenuta 42 illustrato è noto come tenuta frontale rigida "duale” in quanto impiega due anelli di tenuta rigidi, al contrario della configurazione a singolo anello illustrata nella figura 3. Il gruppo di tenuta frontale rigida duale 42 è disposto in posizione prossimale alla base 43 dell’albero portante 31 ed è generalmente intermedio tra la fresa 33 e l'albero 31. Il gruppo di tenuta 42 è disposto in una scanalatura delia tenuta definita da una scanalatura dell’albero 47 e da una scanalatura delia fresa 49. Il gruppo di tenuta frontale rigido duale 42 comprende un anello rigido di fresa 52, un anello energizzante resiliente di fresa 54, un anello di tenuta rigida dell’albero 60 e un anello energizzante resiliente dell’albero 62. L’anello di tenuta rigida della presa 52 l’anello di tenuta rigida dell’albero 60 sono dotati di facce di tenuta radiale con finiture di precisione 56, 58 rispettivamente. Gli anelli energizzanti resilienti 54, 62 cooperano con scanalature di tenuta 47 e 49 e anelli di tenuta rigida 52, 60 per spingere e mantenere le facce radiali di tenuta 56, 58 in impegno di tenuta. L’interfaccia di tenuta che è formata dalle facce di tenuta 56, 58 fornisce una barriera che impedisce al lubrificante di uscire dal cuscinetto portante e previene la contaminazione dei lubrificante da materia estranea dall'esterno della punta 11. Figure 2 describes, in enlarged sectional view, a preferred seal configuration 42 contemplated for use in the present invention. The illustrated seal assembly 42 is known as a "dual" rigid face seal in that it employs two rigid seal rings, as opposed to the single-ring configuration shown in FIG. 3. The dual rigid face seal assembly 42 is disposed proximal to base 43 of the carrier shaft 31 and is generally intermediate between the cutter 33 and the shaft 31. The seal assembly 42 is disposed in a groove of the seal defined by a groove of the shaft 47 and a groove of the cutter 49. dual rigid face seal assembly 42 includes a rigid cutter ring 52, a resilient energizing cutter ring 54, a rigid shaft seal ring 60 and a resilient energizing shaft ring 62. The rigid socket seal ring 52 Rigid shaft sealing ring 60 are equipped with precision finished radial sealing faces 56, 58 respectively. Resilient energizing rings 54, 62 cooperate with sealing grooves 47 and 49 and rigid sealing rings 52, 60 for biasing and maintaining the radial sealing faces 56, 58 in sealing engagement. The sealing interface which is formed by the sealing faces 56, 58 provides a barrier that prevents the lubricant from leaving the bearing bearing and prevents contamination of the lubricant by foreign matter from the outside of the tip 11.

Secondo la forma di attuazione preferita della presente invenzione, almeno una porzione delle facce di tenuta 56, 58 degli anelli di tenuta rigidi 52, 60 è formato da un materiale super-duro, resistente all’abrasione avente un coefficiente di attrito radente inferiore del materiale degli anelli di tenuta rigidi 52, 60. Preferibilmente, la totalità di entrambe le facce di tenuta 56, 58 è formata da un materiale super-duro, resistente all’abrasione. Questo materiale super-duro, resistente aH’abrasione, riduce l'usura sulle facce di tenuta 56, 58, aumentando cosi la vita del gruppo di tenuta 42 riducendo l'attrito tra le facce di tenuta 56, 58 che può portare ad un degrado della funzione di tenuta. Dimensioni esemplificative per la tenuta illustrata in figura 2 si trovano nel brevetto US 4.516.641 di Burr. According to the preferred embodiment of the present invention, at least a portion of the sealing faces 56, 58 of the rigid sealing rings 52, 60 is formed of a super-hard, abrasion-resistant material having a lower sliding friction coefficient than the material of the rigid sealing rings 52, 60. Preferably, the totality of both sealing faces 56, 58 is formed of a super-hard material, resistant to abrasion. This super-hard, abrasion-resistant material reduces wear on seal faces 56, 58, thereby increasing the life of seal assembly 42 by reducing friction between seal faces 56, 58 which can lead to degradation. of the sealing function. Exemplary dimensions for the seal illustrated in Figure 2 are found in Burr US Patent 4,516,641.

La figura 3 illustra, in vista di sezione ingrandita, una configurazione alternativa di tenuta 142. Il gruppo di tenuta 142 comprende una scanalatura di tenuta dell'albero 147, una scanalatura di tenuta della fresa 149, un anello di tenuta rigido 152 e un anello energizzante resiliente 154. Una faccia di tenuta radiale con finitura di precisione 156 è formata sull'anello di tenuta rigido 152, e si accoppia con una corrispondente faccia di tenuta con finitura di precisione 158 formata nella fresa 33. L’anello energizzante resiliente 154 coopera con una scanalatura di tenuta dell'albero 147 e l’anello di tenuta rigido 152 per spingere e mantenere le facce di tenuta 156, 158 in impegno di tenuta. Figure 3 illustrates, in enlarged sectional view, an alternate seal configuration 142. Seal assembly 142 includes a shaft seal groove 147, a cutter seal groove 149, a rigid seal ring 152 and a ring resilient energizer 154. A precision-finished radial seal face 156 is formed on rigid seal ring 152, and mates with a corresponding precision-finish seal face 158 formed in cutter 33. Resilient energizer ring 154 cooperates with a shaft seal groove 147 and rigid seal ring 152 for biasing and holding seal faces 156, 158 in seal engagement.

Almeno una porzione, e preferibilmente la totalità delle facce di tenuta 156, 158 del gruppo di tenuta 142, è formato da materiale super-duro, resistente all'abrasione avente un coefficiente dì attrito radente inferiore a quello del materiale dell’anello di tenuta rigido 152. Dimensioni esemplificative per il gruppo di tenuta illustrato in figura 3 si possono trovare ne! brevetto US 4.753.304 di Kelly. At least a portion, and preferably all of the sealing faces 156, 158 of the sealing assembly 142, is formed of super-hard, abrasion-resistant material having a sliding friction coefficient lower than that of the rigid sealing ring material 152. Exemplary dimensions for the seal assembly illustrated in FIG. 3 can be found in FIG. US patent 4,753,304 to Kelly.

I gruppi di tenuta illustrati nelle figure 1 , 2 e 3 sono alquanto rappresentativi della tecnologia di tenuta frontale rigida e sono mostrati soltanto per scopi illustrativi. L'utilità della presente invenzione non è limitata ai gruppi di tenuta illustrati ma essa è utile in tutti i modi relativi alle tenute frontali rigide. The seal assemblies illustrated in Figures 1, 2 and 3 are somewhat representative of the rigid face seal technology and are shown for illustrative purposes only. The utility of the present invention is not limited to the illustrated sealing assemblies but it is useful in all ways related to rigid face seals.

I materiali super-duri, resistenti all'abrasione e contemplati per l'impiego con i gruppi di tenuta della presente invenzione, sono tipicamente noti come "diamante a film sottile" o "carbonio tipo diamante a film sottile". Questi materiali sono formati primariamente di carbonio, ma non sono facilmente classificati in quanto essi condividono caratteristiche comuni a diverse forme di carbonio, inclusa la struttura cristallina del diamante e le proprietà amorfe dei materiali grafitici. Questi materiali tendono a possedere proprietà di durezza generalmente elevata e resistenza all'usura e presentano bassi coefficienti di attrito radente. Questi materiali sono da distinguersi da altri materiali a basso attrito quali il politetrafluoro etilene ed altri materiali fluoroplastici in quanto essi hanno generalmente proprietà di resistenza all'usura superiori rispetto a tali materiali. "Film sottile" è generalmente da intendersi per indicare rivestimenti aventi uno spessore di 1 micron o meno. Rivestimenti di film più spesso sovente non aderiscono bene al materiale di substrato. The super hard, abrasion resistant materials contemplated for use with the sealing assemblies of the present invention are typically known as "thin film diamond" or "thin film diamond-like carbon". These materials are formed primarily of carbon, but are not easily classified as they share characteristics common to several forms of carbon, including the crystal structure of diamond and the amorphous properties of graphitic materials. These materials tend to possess generally high hardness and wear resistance properties and exhibit low sliding friction coefficients. These materials are to be distinguished from other low friction materials such as polytetrafluoroethylene and other fluoroplastic materials as they generally have superior wear resistance properties compared to such materials. "Thin film" is generally understood to mean coatings having a thickness of 1 micron or less. Thicker film coatings often do not adhere well to the substrate material.

Uno svantaggio relativo all’impiego di materiali diamante-simili a film sottile è il fatto che è difficile rivestire o formare tali materiali su substrati metallici quali gli anelli di tenuta rigidi qui descritti. Il procedimento per rivestire tali substrati generalmente implica atte temperature, apparecchiature di rivestimento costose e generalmente basse velocità di deposizione del materiale di carbonio diamante-simile. A disadvantage related to the use of diamond-like thin film materials is the fact that it is difficult to coat or form such materials on metal substrates such as the rigid sealing rings described here. The process for coating such substrates generally involves suitable temperatures, expensive coating equipment, and generally low deposition rates of the diamond-like carbon material.

Tuttavia, un particolare tipo di carbonio diamante-simile ha dimostrato di aderire con successo a substrati metallici. Questo materiale è disponibile con il nome commerciale AMORPHIC DIAMOND®, un marchio di SI Diamond Technology Ine., di Houston, Texas. Questo materiale e il procedimento per la sua formazione sono ampiamente descritti nei brevetto US 4.987.007 del 22 gennaio 1991 di Wagal et al. e 5.098.737 del 24 marzo 1992 di Collins et al. Il procedimento per la formazione di rivestimenti di Amorphic Diamond® implica l'estrazione di ioni da una piuma di ablazione laser in un ambiente a vuoto e l'accelerazione degli ioni attraverso una griglia per il deposito sul substrato. Sebbene l'apparecchiatura per la formazione dell'AMORPHIC DIAMOND® sia costosa, essa dà luogo alla formazione di un rivestimento su di un materiale di substrato con una velocità relativamente alta ed economica e produce un rivestimento che aderisce bene al materiale di substrato e possiede generalmente buone e uniformi proprietà meccaniche. However, a particular type of diamond-like carbon has been shown to successfully adhere to metal substrates. This material is available under the trade name AMORPHIC DIAMOND®, a trademark of SI Diamond Technology Ine., Of Houston, Texas. This material and the process for its formation are widely described in US patent 4,987,007 of January 22, 1991 by Wagal et al. and 5,098,737 of March 24, 1992 by Collins et al. The Amorphic Diamond® coating process involves extracting ions from a laser ablation feather in a vacuum environment and accelerating the ions through a grid for deposition onto the substrate. Although the AMORPHIC DIAMOND® forming equipment is expensive, it results in the formation of a coating on a substrate material at a relatively fast and economical rate and produces a coating which adheres well to the substrate material and generally possesses good and uniform mechanical properties.

La figura 4 è un grafico che confronta la temperatura operativa (T), il coefficiente di attrito radente (μradente) e la forza di attrito (F^J per una coppia di attrito di materiale convenzionale in funzione di una coppia di attrito rivestita con materiale super-duro, resistente all'abrasione secondo la presente invenzione. La prova che costituisce la base del grafico di figura 4 fu condotta secondo A.S.T.M. D-2714 e comprendeva l'operazione di far ruotare sia un anello di prova convenzionale, non rivestito, sia un anello di prova avente un rivestimento secondo la presente invenzione su di un blocco di prova dello stesso materiale rispettivamente (vedasi nel seguito) a 196 giri al minuto per 60 minuti, risultando in 11760 cicli. Figure 4 is a graph comparing the operating temperature (T), the sliding friction coefficient (μradent) and the friction force (F ^ J for a friction pair of conventional material versus a friction pair coated with material super-hard, resistant to abrasion according to the present invention. The test which forms the basis of the graph of figure 4 was carried out according to A.S.T.M. D-2714 and included the operation of rotating both a conventional, uncoated test ring, and a test ring having a coating according to the present invention on a test block of the same material respectively (see below) at 196 rpm for 60 minutes, resulting in 11760 cycles.

L’anello di prova convenzionale e il blocco erano formati da acciaio inossidabile 440C indurito ad approssimativamente 52 o più gradi della scala Rockwell C. L’anello di prova e il blocco secondo l’invenzione furono formati in modo similare, ma erano dotati di un rivestimento a film sottile (spessore < micron) di materiale AMORPHIC DIAMOND® super-duro, resistente all’abrasione. The conventional test ring and block were formed from 440C stainless steel hardened to approximately 52 degrees or more on the Rockwell C scale. The test ring and block according to the invention were formed similarly, but were equipped with a thin film coating (<micron thickness) of super hard, abrasion resistant AMORPHIC DIAMOND® material.

La prova fu condotta con 100 mi di fluido di lubrificazione di prova prescritto dai parametri della prova A.S.T.M. D-2714 sopra menzionata. I dati seguenti furono ottenuti misurando le proprietà sopra citate a diversi intervalli di tempo durante la prova: The test was carried out with 100 ml of test lubricating fluid prescribed by the parameters of the A.S.T.M. D-2714 mentioned above. The following data were obtained by measuring the above properties at different time intervals during the test:

La figura 4 è una rappresentazione grafica di questi dati per scopi comparativi. Per questa rappresentazione grafica, il coefficiente dei valori di attrito (pradente) furono moltiplicati per un fattore di 100 e i valori di forza di attrito (Fattrit) furono moltiplicati per un fattore di 10. Le linee riportate in grafico 100 e 101 rappresentano le temperature operative della coppia di attrito convenzionale e della coppia di attrito secondo la presente invenzione, rispettivamente. Le linee in grafico 200 e 201 rappresentano la forza di attrito misurata (moltiplicata per un fattore di dieci) per la coppia di attrito convenzionale e la coppia di attrito secondo la presente invenzione, rispettivamente. Le linee del grafico 300 e 301 rappresentano il coefficiente misurato di attrito radente della coppia di attrito convenzionale e della coppia di attrito secondo la presente invenzione, rispettivamente. Come illustrato in figura 4, la coppia di attrito secondo la presente invenzione opera a temperature inferiori, con una minore forza di attrito e con un minore coefficiente di attrito radente rispetto alla coppia di attrito convenzionale. Figure 4 is a graphical representation of this data for comparative purposes. For this graphical representation, the coefficient of the friction values (pradente) were multiplied by a factor of 100 and the values of the friction force (Fattrit) were multiplied by a factor of 10. The lines shown in graphs 100 and 101 represent the operating temperatures of the conventional friction torque and the friction torque according to the present invention, respectively. The graph lines 200 and 201 represent the measured friction force (multiplied by a factor of ten) by the conventional friction torque and the friction torque according to the present invention, respectively. The graph lines 300 and 301 represent the measured sliding friction coefficient of the conventional friction torque and the friction torque according to the present invention, respectively. As illustrated in Figure 4, the friction torque according to the present invention operates at lower temperatures, with a lower friction force and with a lower sliding friction coefficient than the conventional friction torque.

Nell’operazione, la punta di trivellazione 11 è collegata ad un'asta di trivellazione (non illustrata) e introdotta in un foro di sonda per l'operazione di trivellazione. L'asta di trivellazione e la punta di trivellazione 11 sono fatte ruotare, permettendo alla fresa 33 di ruotare e scorrere lungo il fondo del foro di sonda, mentre gli inserti o denti 35 impegnano e disintegrano il materiale di formazione. Mentre la fresa 33 ruota relativamente al corpo 13 della punta di trivellazione 11, i gruppi di tenuta trattengono il lubrificante nelle cavità di cuscinetto 29, promuovendo la rotazione libera della fresa 33 sugli alberi portanti 31. In the operation, the drill bit 11 is connected to a drill rod (not shown) and introduced into a probe hole for the drilling operation. The drill rod and drill bit 11 are rotated, allowing the cutter 33 to rotate and slide along the bottom of the probe hole, while the inserts or teeth 35 engage and disintegrate the forming material. As the cutter 33 rotates relative to the body 13 of the drill bit 11, the sealing assemblies retain the lubricant in the bearing cavities 29, promoting free rotation of the cutter 33 on the bearing shafts 31.

Gli anelli energizzanti resilienti 54, 62, 154 mantengono in impegno di tenuta gli anelli di tenuta 52, 60, 152 e le facce di tenuta 56, 58, 156, 158. Le facce di tenuta 56, 158 associate con la fresa 33 ruotano relativamente alle facce di tenuta 58, 156 associate con l’albero portante 31 , il quale rimane essenzialmente stazionario. Così le facce di tenuta 56, 58, 156, 158 sono in costante contatto radente e sono sottoposte a usura abrasiva e dì attrito. The resilient energizing rings 54, 62, 154 hold the sealing rings 52, 60, 152 and the sealing faces 56, 58, 156, 158 in sealing engagement. The sealing faces 56, 158 associated with the cutter 33 rotate relatively to the sealing faces 58, 156 associated with the bearing shaft 31, which remains essentially stationary. Thus the sealing faces 56, 58, 156, 158 are in constant sliding contact and are subjected to abrasive wear and friction.

Le tenute frontali rigide che presentano facce di tenuta formate secondo la presente invenzione danno una aumentata resistenza all'usura, minori coefficienti di attrito radente tra di esse e una minore temperatura operativa rispetto alle tenute frontali rigide della tecnica nota. Questi fattori combinati forniscono un gruppo di tenuta e così una punta di trivellazione che presenta una vita operativa più lunga. La capacità del gruppo di tenuta di sopportare usura e di operare più a lungo rispetto a tenute della tecnica nota permette la ritenzione del lubrificante nelle superfici portanti per periodi più lunghi di tempo, risultando così in una punta di trivellazione che presenta una durata incrementata e pertanto un’operazione più economica. The rigid face seals having sealing faces formed according to the present invention give an increased wear resistance, lower sliding friction coefficients therebetween and a lower operating temperature than the rigid face seals of the prior art. These factors combined provide a sealing assembly and thus a drill bit that has a longer operating life. The ability of the sealing assembly to withstand wear and to operate longer than prior art seals allows the lubricant to be retained in the bearing surfaces for longer periods of time, thus resulting in a drill bit that exhibits increased life and therefore a cheaper operation.

La presente invenzione è stata descritta con riferimento ad una sua forma di attuazione preferita. I tecnici del settore saranno in grado di apprezzare il fatto che l'invenzione non è così limitata ma è suscettibile dì variazioni e modifiche senza che ci si discosti dal suo ambito e intendimento. The present invention has been described with reference to a preferred embodiment thereof. Those skilled in the art will be able to appreciate the fact that the invention is not so limited but is susceptible to variations and modifications without departing from its scope and understanding.

Claims

CLAIMS 1. Drill bit with an improved mechanical face seal assembly, said drill bit comprising: a peak body; at least one cantilevered bearing shaft, including a base and a bearing surface, which extends inwards and downwards from the body of the tip; at least one cutter mounted in rotation on the cantilevered bearing shaft; a sealing assembly disposed between the bearing shaft and the cutter and proximate to the base of the cantilevered bearing shaft, the sealing assembly including at least one rigid sealing ring and having a sealing face in contact with a second seal, at least one of the sealing faces being at least partially formed of a super-hard material, resistant to abrasion.

2. A drill bit according to claim 1, wherein the super hard, abrasion resistant material is AMORPHIC DIAMOND®.

3. A drill bit as defined in claim 1, wherein the second sealing face is a radial sealing face on a second rigid sealing ring, the second sealing face being at least partially formed of a super-hard, resistant material. 'abrasion.

4. A drill bit according to claim 1, wherein the second sealing face is on the cutter of the drill bit, the second sealing face being at least partially formed of super hard, abrasion resistant material.

5. A drill bit according to claim 1, wherein at least the sealing face of the rigid sealing ring and the second sealing face are formed entirely of super-hard, abrasion-resistant material.

6. Drill bit with an improved mechanical face seal assembly, said drill bit comprising: a peak body; at least one cantilevered bearing shaft, including a base and a bearing surface, which extends inwards and downwards from the base; at least one cutter mounted in rotation on the cantilever bearing shaft; a sealing assembly disposed between the carrier shaft and the cutter and proximal to the base of the cantilevered carrier shaft, the sealing assembly including at least one rigid sealing ring and having a sealing face in contact with a second face of seal, at least one of the seal faces being at least partially formed of a super-hard, wear-resistant material having a sliding friction coefficient lower than that of the rigid seal ring material.

7. A drill bit according to claim 6, wherein the second sealing face is a sealing face on a second rigid sealing ring, the second sealing face being at least partially formed of a material having a lower sliding friction coefficient to that of the material of the second rigid sealing ring.

Drill bit according to claim 6, wherein the second sealing face is on the cutter of the drill bit, the second sealing face being at least partially formed of a wear resistant material having a lower friction coefficient than of the material of the cutter cone.

9. Drill bit according to claim 6, wherein the wear resistant material is AMORPHIC DIAMOND®.

10. Drill bit according to claim 6, in which at least the sealing face of the rigid sealing ring and the second sealing face are formed entirely of wear-resistant material.

11. Improved rigid face seal for use in a probe hole drilling tool of the type having a bearing disposed between a first element and a second element, the first element being rotatable relative to the second element, said rigid face seal comprising: a sealing receptacle formed generally intermediate between the first element and the second element; a seal assembly disposed in the seal receptacle including at least one rigid seal ring having a seal face in contact with a second seal face, at least one of the seal faces being at least partially formed of a super-hard, heat-resistant material abrasion.

12. Improved rigid face seal according to claim 11, wherein the second sealing face is a sealing face on a second rigid sealing ring, the second sealing face being at least partially formed of super-hard, resistant material. abrasion.

13. Rigid front seal improved according to claim 11, in which the second sealing face is integral with the first element, the second sealing face being at least partially formed of super hard material, resistant to abrasion.

14. The improved rigid face seal according to claim 11, wherein the super hard, abrasion resistant material is AMORPHIC DIAMOND®.

15. Improved rigid face seal for use in a sound hole drilling tool of the type having a bearing disposed between a first member and a second member, the first member being rotatable relative to the second member, said rigid face seal comprising: a sealing receptacle formed generally intermediate between the first element and the second element; a seal assembly disposed in the seal receptacle including at least one rigid seal ring having a seal face in contact with a second seal face, at least one of the seal faces being at least partially formed of a wear resistant material having a coefficient of sliding friction lower than that of the rigid sealing ring material.

16. Improved rigid front seal according to claim 15, wherein the second sealing face is a sealing face on a second rigid sealing ring, the second sealing face being at least partially formed by a wear-resistant material.

17. An improved rigid face seal according to claim 15, wherein the second sealing face is integral with the first element, at least a portion of the second sealing face being at least partially formed of wear resistant material.

18. Improved rigid face seal according to claim 15, wherein the wear resistant material is AMORPHIC DIAMOND®.