RU2011134069A - Буровые долота для роторного бурения с оптимизированными характеристиками потока текучей среды - Google Patents
Буровые долота для роторного бурения с оптимизированными характеристиками потока текучей среды Download PDFInfo
- Publication number
- RU2011134069A RU2011134069A RU2011134069/03A RU2011134069A RU2011134069A RU 2011134069 A RU2011134069 A RU 2011134069A RU 2011134069/03 A RU2011134069/03 A RU 2011134069/03A RU 2011134069 A RU2011134069 A RU 2011134069A RU 2011134069 A RU2011134069 A RU 2011134069A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- blade
- bit
- drill bit
- drill
- rotary drilling
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract 22
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract 32
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 29
- 238000000034 method Methods 0.000 claims 23
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims 13
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims 13
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims 8
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims 7
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 claims 5
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims 5
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims 4
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/60—Drill bits characterised by conduits or nozzles for drilling fluids
- E21B10/602—Drill bits characterised by conduits or nozzles for drilling fluids the bit being a rotary drag type bit with blades
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/46—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts
- E21B10/54—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts the bit being of the rotary drag type, e.g. fork-type bits
- E21B10/55—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts the bit being of the rotary drag type, e.g. fork-type bits with preformed cutting elements
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Infusion, Injection, And Reservoir Apparatuses (AREA)
Abstract
1. Буровое долото для роторного бурения, содержащее корпус долота с осью вращения долота, проходящей через корпус долота, множество лопастей, расположенных снаружи множества внешних участков корпуса долота, множество режущих элементов, расположенных снаружи множества внешних участков каждой лопасти, при этом, по меньшей мере, одна лопасть имеет, по существу, выгнутую конфигурацию, каждая лопасть содержит ведущую поверхность и заднюю поверхность, причем ведущая поверхность расположена на стороне лопасти, обращенной в направлении вращения бурового долота для роторного бурения, а задняя поверхность расположена на стороне лопасти, обращенной в сторону, противоположную направлению вращения бурового долота для роторного бурения, множество каналов в долоте для выноса бурового шлама, каждый из которых расположен между смежными ведущей поверхностью и задней поверхностью соответствующих лопастей, причем, по меньшей мере, одна лопасть имеет, по меньшей мере, один контур, выполненный на части, по меньшей мере, одного из места, выбранного из группы, состоящей из ведущей поверхности лопасти, задней поверхности лопасти и обеих - ведущей поверхности и задней поверхности лопасти.2. Буровое долото по п.1, в котором лопасти содержат множество основных лопастей и, по меньшей мере, одну вспомогательную лопасть, расположенную между основными лопастями.3. Буровое долото по п.1, в котором контур содержит: выступ, углубление, скос или их комбинации.4. Буровое долото по п.1, в котором, по меньшей мере, одна лопасть дополнительно содержит, по меньшей мере, одну из ведущей поверхности или задней поверхности, расположенную, по существу, в п�
Claims (39)
1. Буровое долото для роторного бурения, содержащее корпус долота с осью вращения долота, проходящей через корпус долота, множество лопастей, расположенных снаружи множества внешних участков корпуса долота, множество режущих элементов, расположенных снаружи множества внешних участков каждой лопасти, при этом, по меньшей мере, одна лопасть имеет, по существу, выгнутую конфигурацию, каждая лопасть содержит ведущую поверхность и заднюю поверхность, причем ведущая поверхность расположена на стороне лопасти, обращенной в направлении вращения бурового долота для роторного бурения, а задняя поверхность расположена на стороне лопасти, обращенной в сторону, противоположную направлению вращения бурового долота для роторного бурения, множество каналов в долоте для выноса бурового шлама, каждый из которых расположен между смежными ведущей поверхностью и задней поверхностью соответствующих лопастей, причем, по меньшей мере, одна лопасть имеет, по меньшей мере, один контур, выполненный на части, по меньшей мере, одного из места, выбранного из группы, состоящей из ведущей поверхности лопасти, задней поверхности лопасти и обеих - ведущей поверхности и задней поверхности лопасти.
2. Буровое долото по п.1, в котором лопасти содержат множество основных лопастей и, по меньшей мере, одну вспомогательную лопасть, расположенную между основными лопастями.
3. Буровое долото по п.1, в котором контур содержит: выступ, углубление, скос или их комбинации.
4. Буровое долото по п.1, в котором, по меньшей мере, одна лопасть дополнительно содержит, по меньшей мере, одну из ведущей поверхности или задней поверхности, расположенную, по существу, в плоскости, и контур содержит отклонение от данной плоскости на участке, по меньшей мере, одной из ведущей поверхности или задней поверхности лопасти.
5. Буровое долото по п.1, в котором, по меньшей мере, одна лопасть дополнительно содержит выступ для оптимизации потока текучей среды, проходящего через соответствующий канал в долоте для выноса бурового шлама.
6. Буровое долото по п.5, в котором выступ расположен вблизи промывочной насадки.
7. Буровое долото по п.6, в котором выступ действует как диффузор промывочной насадки.
8. Буровое долото для роторного бурения, содержащее корпус долота с осью вращения долота, проходящей через корпус долота, множество лопастей, расположенных снаружи множества внешних участков корпуса долота, множество режущих элементов, расположенных снаружи множества внешних участков каждой лопасти, при этом, по меньшей мере, одна лопасть имеет, по существу, выгнутую конфигурацию, каждая лопасть содержит ведущую поверхность и заднюю поверхность, причем ведущая поверхность расположена на стороне лопасти, обращенной в направлении вращения бурового долота для роторного бурения, а задняя поверхность расположена на стороне лопасти, обращенной в сторону, противоположную направлению вращения бурового долота для роторного бурения, множество каналов в долоте для выноса бурового шлама, каждый из которых расположен между смежными ведущей поверхностью и задней поверхностью соответствующих лопастей, причем, по меньшей мере, одна лопасть имеет, по меньшей мере, один выступ, выступающий из нее в оптимальном месте и предназначенный для оптимизации потока текучей среды, проходящего через соответствующий канал в долоте для выноса бурового шлама.
9. Буровое долото по п.8, в котором лопасти содержат множество основных лопастей и, по меньшей мере, одну вспомогательную лопасть, расположенную между основными лопастями.
10. Буровое долото по п.8, в котором выступ расположен вблизи промывочной насадки.
11. Буровое долото по п.8, в котором выступ действует как диффузор для оптимизации потока текучей среды, проходящего через соответствующий канал в долоте для выноса бурового шлама.
12. Буровое долото по п.8, в котором, по меньшей мере, одна лопасть дополнительно содержит, по меньшей мере, один контур, размещенный на лопасти на, по меньшей мере, одном месте, выбранном из группы, состоящей из ведущей поверхности лопасти, задней поверхности лопасти и обеих - ведущей поверхности и задней поверхности лопасти.
13. Буровое долото по п.12, в котором контур содержит выступ, углубление, скос или их комбинации.
14. Буровое долото для роторного бурения, содержащее корпуса долота с осью вращения долота, проходящей через корпус долота, множество лопастей, расположенных снаружи множества внешних участков корпуса долота, множество режущих элементов, расположенных снаружи множества внешних участков каждой лопасти, при этом, по меньшей мере, одна лопасть имеет, по существу, выгнутую конфигурацию, каждая лопасть содержит ведущую поверхность и заднюю поверхность, причем ведущая поверхность расположена на стороне лопасти, обращенной в направлении вращения бурового долота для роторного бурения, а задняя поверхность расположена на стороне лопасти, обращенной в сторону, противоположную направлению вращения бурового долота для роторного бурения, множество каналов в долоте для выноса бурового шлама, каждый из которых расположен между смежными ведущей поверхностью и задней поверхностью соответствующих лопастей, по меньшей мере, одну промывочную насадку, расположенную в, по меньшей мере, одном канале в долоте для выноса бурового шлама, по меньшей мере, один диффузор, размещенный на, по меньшей мере, одной лопасти вблизи промывочной насадки и предназначенный для оптимизации потока текучей среды, проходящего через соответствующий канал в долоте для выноса бурового шлама, при этом, по меньшей мере, одна лопасть имеет, по меньшей мере, один контур, выполненный на части, по меньшей мере, одного места, выбранной из группы, состоящей из ведущей поверхности лопасти, задней поверхности лопасти и обеих - ведущей поверхности и задней поверхности лопасти.
15. Буровое долото по п.14, в котором контур содержит выступ, углубление, скос или их комбинации.
16. Буровое долото по п.14, в котором диффузор приспособлен для направления потока текучей среды в направлении, выбранном из группы, состоящей из следующих направлений: в канал в долоте для выноса бурового шлама, от канала в долоте для выноса бурового шлама, к режущему элементу, от режущего элемента, к режущей поверхности, от режущей поверхности, к лопасти от лопасти и их комбинаций.
17. Способ оптимизации потока текучей среды в буровом долоте для роторного бурения, содержащий следующие стадии:
определение, по меньшей мере, одного оптимального места, которое можно модифицировать на, по меньшей мере, одной лопасти бурового долота для роторного бурения посредством выполнения, по меньшей мере, одной программы для моделирования расчетной динамики текучей среды;
модифицирование, по меньшей мере, одной лопасти на, по меньшей мере, одном оптимальном месте для создания, по меньшей мере, одной модифицированной лопасти, причем модифицирование изменяет, по меньшей мере, один размер, по меньшей мере, одного канала в долоте для выноса бурового шлама, расположенного между модифицированной лопастью и лопастью, смежной с модифицированной лопастью, для создания, по меньшей мере, одного модифицированного канала в долоте для выноса бурового шлама, причем модифицирование изменяет рисунок потока текучей среды в модифицированном канале в долоте для выноса бурового шлама для оптимизации потока текучей среды бурового долота; и
введение контура на, по меньшей мере, одном оптимальном месте на лопасти.
18. Способ по п.17, в котором модифицирование, по меньшей мере, одной лопасти выбрано из группы, состоящей из: изменения конфигурации лопасти, изменения, по меньшей мере, одного размера лопасти, изменения геометрии лопасти, изменения ориентации лопасти и любых их комбинаций.
19. Способ по п.17, в котором модифицирование, по меньшей мере, одной лопасти содержит: введение контура, по меньшей мере, на одном оптимальном месте лопасти.
20. Способ по п.19, в котором контур содержит: выступ, углубление, скос или их комбинации.
21. Способ по п.17, в котором модифицирование, по меньшей мере, одной лопасти содержит изменение угла установки лопасти на, по меньшей мере, одном оптимальном месте лопасти.
22. Способ по п.17, дополнительно содержащий выполнение по меньшей мере, одной дополнительной программы моделирования расчетной динамики текучей среды для определения, по меньшей мере, одного дополнительного оптимального места, которое может быть модифицировано на, по меньшей мере, одной лопасти, и модифицирование, по меньшей мере, одной лопасти на определенном, по меньшей мере, одном дополнительном оптимальном месте.
23. Способ по п.17, дополнительно содержащий выполнение, по меньшей мере, одной дополнительной программы моделирования расчетной динамики текучей среды для подтверждения, что модифицирование, по меньшей мере, одной лопасти создает оптимизированный поток текучей среды.
24. Способ по п.17, в котором, по меньшей мере, одна программа моделирования расчетной динамики текучей среды учитывает, по меньшей мере, одно из следующего: производительность насоса текучей среды, размер бурового долота для роторного бурения и количество промывочных насадок на буровом долоте для роторного бурения.
25. Способ по п.17, в котором определение, по меньшей мере, одного оптимального места содержит определение места вблизи промывочной насадки, и модифицирование, по меньшей мере, одной лопасти содержит: выполнение, по меньшей мере, одного диффузора на месте вблизи промывочной насадки для оптимизации потока текучей среды, проходящего через модифицированный канал в долоте для выноса бурового шлама.
26. Способ по п.17, в котором модифицирование, по меньшей мере, одной лопасти содержит ее модифицирование с созданием выступа к промывочной насадке для образования диффузора для оптимизации потока текучей среды, проходящего через модифицированный канал в долоте для выноса бурового шлама.
27. Способ по п.17, в котором модифицирование, по меньшей мере, одной лопасти содержит выполнение, по меньшей мере, одного диффузора, по меньшей мере, на одном оптимальном месте, для оптимизации потока текучей среды, проходящего через модифицированный канал в долоте для выноса бурового шлама.
28. Способ по п.17, дополнительно содержащий: анализ, по меньшей мере, одного рисунка износа использованного бурового долота для роторного бурения для определения, по меньшей мере, одного оптимального места.
29. Способ по п.17, дополнительно содержащий анализ, по меньшей мере, одного рисунка эрозии использованного бурового долота для роторного бурения для определения, по меньшей мере, одного места на буровом долоте, подверженного эрозии, и модифицирование, по меньшей мере, одной лопасти содержит ее модифицирование для уменьшения эрозии, по меньшей мере, одного места, подверженного эрозии.
30. Способ по п.17, дополнительно содержащий выполнение анализа эрозии на использованном буровом долоте для роторного бурения для определения, по меньшей мере, одного места на внешней части бурового долота для роторного бурения, где скапливаются скважинные отходы.
31. Способ по п.17, в котором модифицирование, по меньшей мере, одной лопасти содержит ее модифицирование для уменьшения скопления скважинных отходов, по меньшей мере, на одном месте бурового долота для роторного бурения.
32. Способ по п.17, в котором модифицирование, по меньшей мере, одной лопасти содержит ее модифицирование для направления потока текучей среды к месту, по меньшей мере, одной лопасти, повторное направление потока текучей среды к данному месту, увеличение потока текучей среды к данному месту, увеличение давления потока текучей среды к данному месту, увеличение объема потока текучей среды к данному месту, отведение потока текучей среды к данному месту, направление потока текучей среды из канала в долоте для выноса бурового шлама, связанного с модифицированной лопастью, смыв скопившихся отходов, направление потока текучей среды из канала в долоте для выноса бурового шлама, увеличение давления потока текучей среды в канале в долоте для выноса бурового шлама, увеличение объема потока текучей среды в канале в долоте для выноса бурового шлама, уменьшение потока текучей среды в канале в долоте для выноса бурового шлама или любые их комбинации.
33. Способ по п.17, дополнительно содержащий анализ, по меньшей мере, одного рисунка скопления скважинных отходов опытного бурового долота, испытываемого на месторождении, имеющего, по меньшей мере, одно специфическое отличие ствола скважины.
34. Способ по п.17, дополнительно содержащий определение, по меньшей мере, одного места отложения скважинных отходов, наименее подверженного отложению отходов.
35. Способ по п.17, дополнительно содержащий:
определение, по меньшей мере, одного места скопления скважинных отходов, по существу, свободного от скопления отходов.
36. Способ по п.17, в котором модифицирование, по меньшей мере, одной лопасти содержит ее модифицирование для осуществления очистки, по меньшей мере, одного второго места бурового долота для роторного бурения.
37. Способ по п.36, в котором, по меньшей мере, одно второе место содержит, по меньшей мере, один режущий элемент бурового долота для роторного бурения.
38. Способ по п.17, в котором, по меньшей мере, одно оптимальное место является местом вблизи промывочной насадки, и модифицирование, по меньшей мере, одной лопасти содержит выполнение диффузора на месте вблизи промывочной насадки для изменения рисунка потока текучей среды в канале в долоте для выноса бурового шлама, примыкающего к, по меньшей мере, одной лопасти для осуществления очистки бурового долота для роторного бурения.
39. Способ по п.17, в котором модифицирование, по меньшей мере, одной лопасти содержит ее модифицирование для осуществления подъема выбуренной породы бурового долота для роторного бурения.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US14456209P | 2009-01-14 | 2009-01-14 | |
| US61/144,562 | 2009-01-14 | ||
| US17839409P | 2009-05-14 | 2009-05-14 | |
| US61/178,394 | 2009-05-14 | ||
| PCT/US2010/020909 WO2010083224A1 (en) | 2009-01-14 | 2010-01-13 | Rotary drill bits with optimized fluid flow characteristics |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011134069A true RU2011134069A (ru) | 2013-02-20 |
Family
ID=42135947
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011134069/03A RU2011134069A (ru) | 2009-01-14 | 2010-01-13 | Буровые долота для роторного бурения с оптимизированными характеристиками потока текучей среды |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20110266071A1 (ru) |
| EP (1) | EP2396493A1 (ru) |
| AU (1) | AU2010204808A1 (ru) |
| BR (1) | BRPI1006164A2 (ru) |
| CA (1) | CA2748660A1 (ru) |
| MX (1) | MX2011007490A (ru) |
| RU (1) | RU2011134069A (ru) |
| WO (1) | WO2010083224A1 (ru) |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2012166138A1 (en) * | 2011-06-02 | 2012-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Core and drill bits with integrated optical analyzer |
| US9303460B2 (en) | 2012-02-03 | 2016-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Cutting element retention for high exposure cutting elements on earth-boring tools |
| WO2015127123A1 (en) | 2014-02-20 | 2015-08-27 | Ulterra Drilling Technologies, L.P. | Drill bit |
| WO2015195817A1 (en) | 2014-06-18 | 2015-12-23 | Ulterra Drilling Technologies, L.P. | Drill bit |
| US11015394B2 (en) * | 2014-06-18 | 2021-05-25 | Ulterra Drilling Technologies, Lp | Downhole tool with fixed cutters for removing rock |
| EP3282084B1 (en) * | 2016-08-09 | 2019-07-10 | VAREL EUROPE (Société par Actions Simplifiée) | Fixed cutter drill bit having rolling cutters |
| CN107558929A (zh) * | 2017-10-17 | 2018-01-09 | 沧州格锐特钻头有限公司 | 一种特型拒泥包pdc钻头 |
| CN108952597B (zh) * | 2018-07-24 | 2020-12-04 | 邹城兖矿泰德工贸有限公司 | 防冲专用钻杆 |
| CN110924872A (zh) * | 2018-09-20 | 2020-03-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用于反循环钻井的钻头 |
| US11480016B2 (en) | 2018-11-12 | 2022-10-25 | Ulterra Drilling Technologies, L.P. | Drill bit |
| GB2594677A (en) * | 2019-09-09 | 2021-11-10 | Hydropulsion Ltd | PICO Circ Sub |
| CN111764831B (zh) * | 2020-06-28 | 2021-09-14 | 中煤科工集团西安研究院有限公司 | 一种煤矿井高位定向钻进用pdc钻头 |
| CN112627738A (zh) * | 2020-12-03 | 2021-04-09 | 武穴市明锐机械股份有限公司 | 一种具有防泥包功能的钻头 |
| CN114278230A (zh) * | 2021-12-30 | 2022-04-05 | 库尔勒施得石油技术服务有限公司 | 一种反循环钻头 |
| CN116104420B (zh) * | 2023-03-20 | 2025-05-16 | 西南石油大学 | 一种具有双流道结构的pdc钻头 |
Family Cites Families (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4246977A (en) * | 1979-04-09 | 1981-01-27 | Smith International, Inc. | Diamond studded insert drag bit with strategically located hydraulic passages for mud motors |
| US4492277A (en) * | 1983-02-22 | 1985-01-08 | Creighton Kenneth R | Hydraulic energy drill bit |
| US4623027A (en) * | 1985-06-17 | 1986-11-18 | Edward Vezirian | Unsegmented rotary rock bit structure and hydraulic fitting |
| US4848489A (en) * | 1987-03-26 | 1989-07-18 | Reed Tool Company | Drag drill bit having improved arrangement of cutting elements |
| US4887677A (en) * | 1988-11-22 | 1989-12-19 | Amoco Corporation | Low pressure drill bit |
| US5494124A (en) * | 1993-10-08 | 1996-02-27 | Vortexx Group, Inc. | Negative pressure vortex nozzle |
| US5794725A (en) * | 1996-04-12 | 1998-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Drill bits with enhanced hydraulic flow characteristics |
| US6021858A (en) * | 1996-06-05 | 2000-02-08 | Smith International, Inc. | Drill bit having trapezium-shaped blades |
| GB9708022D0 (en) * | 1997-04-21 | 1997-06-11 | Camco Int Uk Ltd | Curved blades and gauge |
| US6125947A (en) * | 1997-09-19 | 2000-10-03 | Baker Hughes Incorporated | Earth-boring drill bits with enhanced formation cuttings removal features and methods of drilling |
| US6142248A (en) * | 1998-04-02 | 2000-11-07 | Diamond Products International, Inc. | Reduced erosion nozzle system and method for the use of drill bits to reduce erosion |
| GB2339810B (en) * | 1998-07-14 | 2002-05-22 | Camco Internat | A method of determining characteristics of a rotary drag-type drill bit |
| US6302223B1 (en) * | 1999-10-06 | 2001-10-16 | Baker Hughes Incorporated | Rotary drag bit with enhanced hydraulic and stabilization characteristics |
| US7693695B2 (en) * | 2000-03-13 | 2010-04-06 | Smith International, Inc. | Methods for modeling, displaying, designing, and optimizing fixed cutter bits |
| US6834733B1 (en) * | 2002-09-04 | 2004-12-28 | Varel International, Ltd. | Spiral wave bladed drag bit |
| US7954570B2 (en) * | 2004-02-19 | 2011-06-07 | Baker Hughes Incorporated | Cutting elements configured for casing component drillout and earth boring drill bits including same |
| US7596481B2 (en) * | 2004-03-16 | 2009-09-29 | M-I L.L.C. | Three-dimensional wellbore analysis and visualization |
| US7657414B2 (en) * | 2005-02-23 | 2010-02-02 | M-I L.L.C. | Three-dimensional wellbore visualization system for hydraulics analyses |
| US20060076163A1 (en) * | 2004-10-12 | 2006-04-13 | Smith International, Inc. | Flow allocation in drill bits |
| GB0521693D0 (en) * | 2005-10-25 | 2005-11-30 | Reedhycalog Uk Ltd | Representation of whirl in fixed cutter drill bits |
| CA2628809A1 (en) * | 2005-11-08 | 2007-05-18 | Baker Hughes Incorporated | Methods for optimizing efficiency and durability of rotary drag bits and rotary drag bits designed for optimal efficiency and durability |
| US7558714B2 (en) * | 2006-08-10 | 2009-07-07 | Exa Corporation | Computer simulation of physical processes |
| US8100201B2 (en) * | 2008-07-25 | 2012-01-24 | Bluefire Equipment Corporation | Rotary drill bit |
-
2010
- 2010-01-13 EP EP10701954A patent/EP2396493A1/en not_active Withdrawn
- 2010-01-13 CA CA2748660A patent/CA2748660A1/en not_active Abandoned
- 2010-01-13 WO PCT/US2010/020909 patent/WO2010083224A1/en not_active Ceased
- 2010-01-13 MX MX2011007490A patent/MX2011007490A/es not_active Application Discontinuation
- 2010-01-13 BR BRPI1006164A patent/BRPI1006164A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2010-01-13 US US13/144,230 patent/US20110266071A1/en not_active Abandoned
- 2010-01-13 AU AU2010204808A patent/AU2010204808A1/en not_active Abandoned
- 2010-01-13 RU RU2011134069/03A patent/RU2011134069A/ru unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2010204808A1 (en) | 2011-07-21 |
| EP2396493A1 (en) | 2011-12-21 |
| BRPI1006164A2 (pt) | 2016-02-23 |
| MX2011007490A (es) | 2011-08-03 |
| WO2010083224A1 (en) | 2010-07-22 |
| US20110266071A1 (en) | 2011-11-03 |
| CA2748660A1 (en) | 2010-07-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2011134069A (ru) | Буровые долота для роторного бурения с оптимизированными характеристиками потока текучей среды | |
| CN102168440A (zh) | 四钻造槽机 | |
| CN102704834B (zh) | 频振护筒式钻孔机 | |
| RU2011129859A (ru) | Система удаления осколков породы для буровых долот со вставками из поликристаллического алмаза | |
| CN110107227A (zh) | 一种具有高效水孔结构的金刚石钻头 | |
| CN104141464A (zh) | 水平井用井眼清洁工具 | |
| CN202741804U (zh) | 一种多功能钻孔刀具 | |
| CN107386979B (zh) | 内排屑脉冲射流降压钻头 | |
| CN203321442U (zh) | 一种井下作业多功能套管通刮器 | |
| CN211573417U (zh) | 一种易排渣钎具凿子 | |
| RU123447U1 (ru) | Фрезерный инструмент | |
| CN102489752B (zh) | 深孔钻头 | |
| NO20101727L (no) | Fres med reversert stromning | |
| CN112539033B (zh) | 一种螺旋钻杆清土装置 | |
| CN205532302U (zh) | 砂堵油管钻通清洗专用钻头 | |
| CN111594054B (zh) | 一种防堵pdc钻头及使用方法 | |
| RU131061U1 (ru) | Технологический комплекс для разбуривания и депрессионной очистки песчаной пробки | |
| RU113535U1 (ru) | Фрезер пилотный | |
| CN203756041U (zh) | 一种用于大直径扩眼的自清洗扩眼器刀翼 | |
| CN103089176A (zh) | 钻井液固控系统 | |
| RU2435927C1 (ru) | Кольцевая буровая коронка | |
| CN220015059U (zh) | 一种石油钻井用pdc钻头 | |
| CN2931757Y (zh) | 钻探石油的双流道钻头 | |
| CN219004709U (zh) | 一种钻铣一体复合铣刀 | |
| RU120129U1 (ru) | Лопастное долото |