NO171741B - Fremgangsmaate for bestemmelse av slitasje paa en borekrone - Google Patents
Fremgangsmaate for bestemmelse av slitasje paa en borekrone Download PDFInfo
- Publication number
- NO171741B NO171741B NO891392A NO891392A NO171741B NO 171741 B NO171741 B NO 171741B NO 891392 A NO891392 A NO 891392A NO 891392 A NO891392 A NO 891392A NO 171741 B NO171741 B NO 171741B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- frequency
- wheel
- spectrum
- drill bit
- frequency spectrum
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 37
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims description 94
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 33
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 6
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 12
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 12
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 9
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 7
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 4
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 2
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 208000004188 Tooth Wear Diseases 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000009499 grossing Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 238000012731 temporal analysis Methods 0.000 description 1
- 238000000700 time series analysis Methods 0.000 description 1
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001845 vibrational spectrum Methods 0.000 description 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
- E21B12/00—Accessories for drilling tools
- E21B12/02—Wear indicators
-
- 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
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01H—MEASUREMENT OF MECHANICAL VIBRATIONS OR ULTRASONIC, SONIC OR INFRASONIC WAVES
- G01H1/00—Measuring characteristics of vibrations in solids by using direct conduction to the detector
- G01H1/003—Measuring characteristics of vibrations in solids by using direct conduction to the detector of rotating machines
-
- G—PHYSICS
- G05—CONTROLLING; REGULATING
- G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
- G05B19/00—Programme-control systems
- G05B19/02—Programme-control systems electric
- G05B19/18—Numerical control [NC], i.e. automatically operating machines, in particular machine tools, e.g. in a manufacturing environment, so as to execute positioning, movement or co-ordinated operations by means of programme data in numerical form
- G05B19/406—Numerical control [NC], i.e. automatically operating machines, in particular machine tools, e.g. in a manufacturing environment, so as to execute positioning, movement or co-ordinated operations by means of programme data in numerical form characterised by monitoring or safety
- G05B19/4065—Monitoring tool breakage, life or condition
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Human Computer Interaction (AREA)
- Manufacturing & Machinery (AREA)
- Automation & Control Theory (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
- Drilling Tools (AREA)
Description
Oppfinnelsen angår bestemmelse av slitasjen på en borkrone som blir brukt på den nedre ende av en borestreng for å bore en hydrokarbon- eller geotermisk brønn. Oppfinnelsen angår spesielt en fremgangsmåte for å bestemme slitasjen på borkronen ved å detektere og analysere vibrasjoner som genereres av borkronen under boring.
Når man borer et borehull i jorden, enten for leting etter hydrokarboner eller for geotermiske formål, blir en borestreng bestående av borerør, vektrør og en borkrone rotert fra overflaten for å bore brønnhullet. Rullemeiselkroner blir ofte brukt. De har kjegleformede stålinnretninger kalt pigghjul som er fri til å dreie seg når kronen roterer. De fleste rullemeiselkroner har tre pigghjul, skjønt noen har to og noen har fire. Hvert hjul har skjæreelementer som er rekker av tenner rundt omkretsen på hvert hjul. Skjærelementene er enten stål-tenner som er maskinert som en del av hjulet eller tenner av sintrert wolframkarbid som blir presset inn i hull som er boret i hjul-overflåtene. Geometrien til en krone, og mer spesielt dens pigghjul, er slik at når kronen blir rotert, roterer hjulene, og tennene har en kombinert rulle- og graveaksjon som borer formasjonen i kontakt med borkronene. Etterhvert som boringen fortsetter, vil tennene slites. Unntagelsesvis kan de også brekke. Lagrene i borkronen er også utsatt for slitasje.
Tidsrommet en borkrone kan bli brukt før den blir utslitt avhenger av et antall faktorer, så som hårdheten og sammen-setningen av stenformasjonen, og borestreng-vekten som operatøren plasserer på borkronen. Borkronen bør skiftes ut når dens gjennomtrengningstakt har avtatt til et uakseptabelt nivå eller når moment-verdiene for å rotere borstrengen overskrider en aksepterbar grense. Borkronen kan også skiftes ut i tilfelle en tann knekker eller et hjul-lager feiler. For å unngå kostnadene ved å hente opp tapte hjul fra brønnen eller å unngå boring med en utslitt borkrone, har borene en tendens til å trekke ut borestengen etter en viss boreperiode, skjønt borkronen fremdeles virker tilfredsstillende. Å trekke opp borestrengen og sette den ut igjen med en ny borkrone er en tidskrevende og kostbar operasjon. For å maksimalisere boreoperasjonen, vil det være en betydelig fordel å oppnå informasjon angående tann-slitasje og hjul- eller tannfeil. Med slik informasjon kunne hver borkrone bli utnyttet hele sitt brukbare liv.
Mens tennene biter mot steinen, den ene etter den andre, genererer de støy eller vibrasjoner med frekvenskomponenter som er bestemt av vekten med hvilken tennene suksessivt angriper steinen. Forskjellige fremgangsmåter har allerede vært foreslått for å bestemme borkronens tilstand ved å registrere å analysere vibrasjoner som genereres av borkronen.
I GB 2,179,736 A foreslår man å oppnå frekvensspekteret for vibrasjonssignalet ved å behandle det gjennom en Fourier-transform. Frekvensspekteret har vært funnet å omfatte forskjellige betydningsfulle topper som angår forskjellige tann-rekker i kronen. Toppfrekvensene har en tendens til å øke etterhvert som tennene slites, på grunn av at en midlere rotasjonshastighet av en skjærer (normalisert i forhold til kronehastigheten) har en tendens til å øke. Skifting av toppfre-kvenser gir derfor nyttig informasjon om slitasje, og derfor om hvor vidt det er på tide å trekke ut borestrengen. Videre, plutselige endringer i formen av frekvensspekteret indikerer plutselige hendelser på borkronen, for eksempel tap av en tann. Dette kan føre til det det oppstår nye topper når en ubrutt tann blir tvunget til å ta over arbeidet som tidligere ble utført av den brukne tannen. Tap av frekvenstopper indikerer at et hjul har festet seg eller er tilstoppet av bløt stein. Suksessen ved denne fremgangsmåten er imidlertid begrenset til tilfeller hvor det er mulig å følge med posisjonen for spesielle spektrum-topper.
Ifølge en annen fremgangsmåte, beskrevet i GB 1,330,191, er slitasjen på en borkrone bestemt ved å velge minst et frekvensbånd i vibrasjonsspekteret og ved å måle gjennomsnittsamplituden for signalet i frekvensbåndet. I en utførelse velger man et frekvensbånd som er sentrert på den andre harmoniske av frekvensen med maksimum amplitude, og man velger et annet bånd som er sentrert på frekvensen mellom den andre og tredje harmoniske. Forholdet mellom de gjennomsnittlige amplituder av vibrasjoner
i disse båndene blir beregnet, et forhold på mer enn to viser at verktøyet er nytt, og et forhold på omkring en viser at det er slitt.
Gjen-utgitt US patent 28,436 angår en fremgangsmåte ror å bestemme krone-skade ved å overvåke på overflaten, rotasjon-momentet på borestrengen for karakteristiske svingninger, hvor svingningene har en frekvens som ikke er mer enn to ganger og ikke mindre enn en halv gang den forventede frekvens for tosjons-svingninger av borestrengen. I tillegg har de overvåkte svingninger en amplitude som overskrider amplituden til noen svingninger som genereres ved rotasjon av en uskadet krone.
US patent 2,985,829 angår en fremgangsmåte for å bestemme krone-rotasjonshastigheten ved å detektere å tolke vibrasjoner på overflaten. Ved å demodulere og filtrere vibrasjonssignalene, kan man eliminere frekvenskomponenter (og derfor harmoniske) som er forskjellige fra kronefrekvensen. I tillegg er det beskrevne system basert på den feilaktige antagelse at det er et fast forhold mellom hastigheten av en borkrone og de tilhørende pigghjul.
De ovenfor beskrevne teknikker har ikke gitt helt tilfredsstillende resultater. Det er derfor et behov for å detektere arbeidsforholdene for en borkrone, slitasjen av dens tenner eller brekking av et hjullager eller en tann.
Den foreliggende oppfinnelse foreslår følgelig en fremgangsmåte for å bestemme slitasjen av en flerhjuls borkrone festet på den nedre enden av en borestreng for å bore et hull i jorden, der vibrasjoner som genereres av en arbeidende borkrone blir detektert og omformet til et tids oscillerende signal fra hvilket et frekvensspektrum blir utledet, periodisiteten av frekvensspekteret blir trukket ut, rotasjonshastigheten for minst ett hjul blir bestemt fra det nevnte periodisitet, og slitasjetilstanden for borkronene blir utledet fra den nevnte rota-sjonstakt. Frekvensspekteret blir med fordel normalisert i forhold til borkronens rotasjonshastighet. Det oscillerende signal representerer variasjonen i amplitude for vertikale og tosjonale krefter som påtrykkes borkronen. Frekvensen eller frekvensene som genereres av pumpen som pumper boreslam inn i borstrengen blir med fordel detektert og fjernet fra frekvensspekteret. For det formål blir boreslam-trykkvariasjonene detektert og omformet til et trykksignal fra hvilket et frekvensspektrum blir utledet. Frekvensen eller frekvensene som genereres av pumpen blir identifisert, og frekvensspekteret til vibrasjonssignalet blir filtrert for å fjerne den nevnte frekvens eller frekvenser.
Ifølge en utførelse, er området for mulige hjul-rotasjonshastigheter bestemt i forhold til kronens rotasjonshastighet, toppverdien av høyeste amplitude i frekvensspekteret blir identifisert innenfor det nevnte område, og hjul-rotasjonshastigheten blir bestemt fra den nevnte toppverdi i det spekteret.
Ifølge en videre utførelse, blir et sett harmoniske i frekvensspekteret gitt prominens ved å bestemme grunnfrekvensen i settet av harmoniske og hjul-rotasjonshastigheten blir utledet fra den nevnte grunnfrekvens. Cepstrum av frekvensspekteret kan nå beregnes, toppverdien av maksimums-amplituden valgt fra cepstrum og hjul-rotasjonshastigheten utledet fra posisjonen fra den nevnte topp i cepstrum, alternativt kan komprimerte spektra bli oppnådd ved å komprimere frekvensaksen for frekvensspekteret ved tallverdier, de komprimerte spektra multiplisert sammen for å oppnå et harmonisk-forsterket spektrum, grunnfrekvensen for det nevnte harmonisk-forsterkede spektrum blir bestemt, og hjul-rotasjonshastigheten utledet fra den nevnte grunnfrekvens.
Oppfinnelsen skal i det følgende beskrives nærmere under henvisning til tegningene, hvor: Fig. 1 viser skjematisk det utstyr som brukes ved overflaten på en borerigg for å detektere og tolke vibrasjoner som genereres av borkronen nede i borehullet. Fig. 2 viser et oppriss av utstyret som brukes i laboratoriet for å detektere og måle vibrasjoner generert av en borkrone som borer i en stenprøve. Fig. 3 er et kart som viser den vertikale kraft på en 19-tanns rekke som en funksjon av vinkel for hjul nr. 3 i en borkrone for et nytt og et delvis slitt hjul. Fig. 4 viser effekt-spektrene normalisert til hjul-
rotasjonshastigheten funnet fra dataene på figur 3. Fig. 5 viser effekt-spektrene på vekten på en borkrone på en
ny og en slitt krone.
Fig. 6 er et flytdiagram for slitasje-diagnostikk og sett på
hjulhastighet.
Fig. 7 er cepstra utledet fra effektspektrene vist på figur 5.
Fig. 8 viser en sammenligning mellom opprinnelige (figur 8)
og harmonisk forsterkede (figur 8b) spektra oppnådd fra boremaskinen på figur 2 med en slitt borkrone. Fig. 9 er et kart som viser den virkelige hjulhastighet målt med boremaskinen vist på figur 2, for forskjellige slitasjetilstander. Figur 1 er et skjematisk riss av utstyret som kan brukes til å måle vibrasjoner på en oljeboringsrigg. Boretårnet som er vist på figur 1 omfatter en mast 10 som står på boredekket 12 og er utstyrt med et løftesystem 14 på hvilket er opphengt en borestreng 16 som ved sin nedre ende bærer en borkrone 18 for å bore en brønn 20. Løftesystemet 14 omfatter en kronblokk (ikke brukt) festet til toppen på masten 10, og en vertikal mobil blokk 22 til hvilken er festet en krok 24. Borestrengen 16 kan henges fra kroken 24 via et innsprøytingshode 26 forbundet ved en fleksibel slange 28 med en boreslamspumpe som gjør det mulig å sirkulere boreslam inn i brønnen 20 fra en slamtank. Borestrengen 16 omfatter et drivrør 30, og er utformet av rørene 32 som er forbundet ende til ende ved sammenskruing. Borestrengen roteres ved hjelp av det roterende bor 34. Vibrasjonssignalet som genereres av borkronen 18 kan bli detektert enten på overflaten eller nede i borehullet. Når deteksjonene er utført på overflaten, omfatter utstyret en moment-måler 36 festet mellom det roterende bordet 34 og drivrørsføringen 38. Momentmåleren 36 måler tosjonskraften eller dreiemomentet (TOR), tilført borestrengen 16. Det omfatter en antenne 40 for å overføre dreiemoment-signalet til en mottagerantenne 42 i et data-oppsamlings og behandlingssystem 44. Dreiemoment-måleren 36 er fortrinnsvis av en type som er beskrevet i US patent 4,471,663. Den vertikale kraften som er påtrykt borestrengen eller weight on bit (WOB), blir målt ved to belastningspinner 46 og 48 som fester inn-sprøytningshodet 26 til kroken 50, og som selv henger på kroken 24. Belastningspinnene omfatter strekkmålere som er forbundet gjennom en elektrisk kabel 52 med en koblingsboks 54 som selv er forbundet med data-samlings og behandlingsenheten 44 via en kabel 56. Disse belastningspinnene og dreiemomentmåleren er kommersielt tilgjengelige. Akselerometeret kunne også bli brukt i tillegg til dreiemoment-måler og belastningspinner, for å måle akselerasjoner på dreiemoment-måleren og innsprøytningshodet.
Når vibrasjonssignalene blir detektert nede i borehullet, for eksempel i en måling under drilling-operasjon (MWB) er en sub 58 plassert nede i hullet på toppen av borkronen 18 i MWD-verktøyet. Suben 58 omfatter sensorer for å måle dreiemoment og vekt påtrykt borkronen 18. En sånn sub er for eksempel beskrevet i US patent nr. 4,359,898, og blir brukt kommersielt av firmaet Anadrill av Sugar Land, Texas.
Figur 2 viser en skjematisk representasjon av en boremaskin som brukes i laboratoriet for å måle vibrasjoner indusert av en borkrone 60 som borer i en stenprøve 62. Boremaskinen omfatter en ramme 64 med en base 68. På denne maskinen roterer stenprøven 62 istendenfor borkronen 60 som er festet mot rotasjon. Borkronen 60 kan bevege seg vertikalt, og en variabel vekt på borkronen kan påtrykkes. Borkronen er festet til en borkrone-sub 70 via en belastningscelle 72. Suben 70 kan bevege seg i forhold til maskinens ramme 64, men kan ikke rotere. Den omfatter lageret 74 som kan gli inn i to diametralt motsatte føringer 76. Borkrone-suben, og dermed borkronen, beveger seg vertikalt med en drivende del 78 forbundet med suben 70. Den drivende delen 78 er festet til en side av stempelet 80 som beveger seg i en stempelsylinder 82. På den andre side av stempelet 80
blir det påtrykt et variabelt trykk med oljeinnsprøyting gjennom et rør 84 forbundet med en pumpe (ikke vist). En trykkmåler 86 indikerer oljetrykket som påtrykkes stempelet 80. Vekten på kronen eller vertikal kraft påtrykt borkronen på stenprøvens overflate bestemmes i belastningscellen 72 ved strekkmålere. Signalene som utsendes fra belastningscellene blir sendt til data-oppsamlings- og behandlingssystemet 88, for eksempel systemet GenRad modell 2515, med en elektrisk kabel 90. Stenprøven 62 er festet til en plattform 92 som blir rotert av en elektrisk motor 94 koplet til plattformen 92 ved en aksel 96. Rotasjonshastigheten for stenprøven blir målt, og tilsvarende signal blir sendt til data-oppsamlings og behand-lingssystemet 88 ved en kabel 98. Dreiemomentet som sendes til borkronen 60 ved rotering av stenprøven 62 blir detektert av en
strekkmåler 100 festet på toppen av borkrone-suben 70. Dreiemoment-signalet blir sendt til systemet 88 ved en elektrisk kabel 102. Boremaskinen omfatter også en nærhetsdetektor 104 festet til en ende av armen 106, mens den andre ende av armen er festet til maskinrammen i 108. Nærhets-detektoren 104 detekterer stillingen til hjulet 110 i borkronen. Signalet som representerer vinkelstillingen til hjulet 110 blir sendt til systemet 88 via en kabel 112. To andre nærhetsdetektorer (ikke vist) detekterer vinkelstillingen til de to andre hjulene i kronen.
En instrumentert trehjuls krone som er spesialbygd kan også bli bygd istedenfor en kommersiell krone. Tannrekkene på ett av hjulene er mekanisk utkoplet og strekkmålere er plassert på borkronen for å detektere vibrasjoner som genereres av den utvendige tannrekke på hjulet. Strekkmålerne ble forbundet med data-oppsamlings- og behandlingssystemet 88.
For en god forståelse av oppfinnelsen, er det nyttig å gi nedenfor noen indikasjoner om Fourier-transform for en periodisk funksjon og dens frekvensspektrum, og mer spesielt dens effektspektrum.
Hvilken som helst periodisk funksjon y(t) med periode T kan bli ekspandert til en tids-Fourierrekke (i kompleks form):
"Sigma" representerer summen fra n = uendelig til n = + uendelig. Parameteren wn er vinkelfrekvensene wn = 2n.Pi/T hvor Pi er lik 3,14159, w er den fundamentale vinkelfrekvens og wn fra n = 2 representerer dens harmoniske. cn er Fourier-koeffisientene, som man får fra integralet fra t = -T/2 til t = +T/2 av uttrykket y(t) exp(-iwnt)dt.
For å finne frekvensspekteret som ville bli generert ved tidsserien (1), tar man Fourier-transformene ledd for ledd. For det n'te ledd får man det følgende transformpar:
exp(iwnt) < ► 2Pi.delta (w-wn)
hvor delta(w-wn) er delta- eller Dirac-funksjonen som er forskjellig fra null bare når w — wn.
Fourier-transformasjonen av (1), F(w), er gitt da ved:
Hvilket som helst periodisk signal y(t) kan derfor bli repre-sentert ved en diskret spektrum-fourier-transformasjon F(w) bestående av impulser avveiet ved fourier-koeffisientene cn ved de harmoniske wn av det periodiske signal. Uttrykt ved frekvensspekteret oppnådd fra et borkrone-vibrasjonssignal, så som WOB eller TOR-signal, kan variasjonen i bidraget fra individuelle tenner og tann-mellomrom på ett eller flere hjul bidra til flere av de harmoniske fra hjul-rotasjonshastighet. Det spesielle tilfellet med like tann-bidrag innenfor en spesiell tannrekke bevirker at en tannrekke harmonisk produserer et stort bidrag til vibrasj onssignalet.
Det er beleilig, istedenfor å bruke fourier-transformasjonen F(w) å vurdere effektspekteret P av signalet, definert ved:
F(w)* er den konjugerte funksjon av F(w). Uttrykt på en annen måte, P er kvadratet av modulen av F(w) dividert med akvisisjons-tidsintervallet TQ.
For å oppnå et kronespektrum F(w) som er uavhengig av kronens rotasjonshastighet, normaliseres spekteret ved å justere frekvensinkrementet (fn - fn_i) slik at topp-posisjonene er ekvivalente med de som oppnås ved en krone-omdreining pr. sekund eller en hertz.
Matematisk:
hvor kronefrekvensen fbit <=><w>j,j_t/2Pi. Anvendt på ligningene (2), blir det derfor produsert topper ved w = Wn/fb^.. Den "normaliserte frekvens" er dimensjonsløs og representerer det spektrum som man oppnår med en krone-rotasjonshastighet på en omdreining pr. sekund (1 Hz). Dette sikrer at hjul-hastighetsberegningene er uavhengig av krone-rotasjonshastigheten.
For å illustrere det viktige trekk som er observert i vibrasjons-signaturen målt ovenfor en arbeidende borkrone, er det nyttig å vurdere den vertikale kraft på borkronen (WOB) som virker på en enkelt tannrekke i en trehjuls borkrone som vist på figur 3. Dette representerer bidraget til WOB-vibrasjonssignalet fra en nitten-tannsrekke på bare ett hjul, målt ved bruk av boremaskinene som er vist på figur 2 og den instrumenterte trehjuls borkronen. Figurene 3 viser WOB målt i kN som en funksjon av vinkelen for den instrumenterte hjul 110 målt av en aksel-koder som er en del av den instrumenterte kronen for en ny krone TO (figur 3A) og en delvis slitt krone T3 (figur 3b) over to hjul-omdreininger. Gjennomsnitten av dette resultatet blir tatt over femten datasett. Det er vanlig i boreindustrien å angi slitasjetilstanden for en krone med bokstaven "T" fulgt av et tall fra 0 til 8 for å angi lengden av tennene målt i åttende-deler: TO, T3 og T8 indikerer for eksempel null-slitasje (TO), en 3/8 slitt krone (T3) og en utslitt krone T(8). Det fremgår fra figurene 3a og 3b at WO-dataene gjentar seg for hver hjulomdreining. Det er 19 topper pr. hjulomdreining på figur 3a, det er tilsvarende en tann (det undersøkte hjulet tar 19 tenner) for en slitt krone bidrar imidlertid ikke alle tennene til signalet som vist på figur 3b: det er en endring i WOB-fordelingen, som forårsaker en reduksjon i antallet "effektive" tenner som bidrar vesentlig til WOB-signalet. De periodiske bidrag er forskjellige i figur 3a og 3b.
Figurene 4a og 4b er effekt-spektra P(i kN<2>) av de tids-domene data som ble brukt til å generere henholdsvis figur 3a og 3b. Som vist tidligere er effekt-spektra uttrykt i frekvens-domenet. Dataene blir samplet som en funksjon av hjulvinkelen, slik at frekvensaksen f på figur 4 er effektivt normalisert til hjul-rotasjonshastigheten. Hjulfrekvensen er derfor lik 1, og en topp ved for eksempel 10 Hz representerer et bidrag ved ti ganger hjulhastigheten. Det dominerende bidrag til figur 4a er en topp 114 som er tannrekke-frekvensen ved 19 ganger hjulfrekvensen. Dette var ventet, siden hjulrekken som ble undersøkt hadde 19 ender jevnt fordelt. Figur 4b viser imidlertid, ved den høyere slitasjetilstand T3, er mange topper produsert ved en lavere frekvens enn frekvensen til topp 114 hvis amplitude har avtatt vesentlig. Man forstår, når man sammenligner figur 4a og figur 4b at fremgangsmåten som er foreslått i den kjente teknikk, bestående i å overvåke amplituden til vibrasjonssignalet i ett eller flere frekvensbånd eller bestående av å detektere skift av en topp eller topper i frekvensspekteret, er vanskelig å utføre i praksis. På figur 4b tilsvarer toppen 116 den fundamentale hjulfrekvens (n = 1), mens de andre dominerende topper tilsvarer til de harmoniske (n = 2, 3, 4 ..... 19) av hjulfrekvensen.
De harmoniske oppstår på grunn av den ujevne tann-fordeling vist på figur 3b. Disse toppene er et generelt trekk ved spektra som er oppnådd fra et gjentagende signal. Figur 4a er et spesielt tilfelle hvor tannrekke-harmoniske (topp 114) er den dominerende fourier-komponent på grunn av forholdsvis jevnt tann-bidrag. Denne dominerende komponent forsvinner, som illustrert på figur 4b, når borkronen slites.
Dataene for en enkelt tannrekke som beskrevet overfor er en nyttig illustrasjon av naturen til den totale krone-signatur som blir detektert over en arbeidende krone.
Kronefrekvens-signaturer detektert på boremaskinen på figur 2 skal nå beskrives for en ny og en utslitt trehjuls krone under henvisning til effekt-spektra vist på henholdsvis figur 5a og figur 5b.
Figur 5a viser et typisk effektspektrum P oppnådd fra WOB-variasjoner målt over en ny borkrone som borer i kalksten. Spekteret er oppnådd fra data som er registrert over 16 krone-omdreininger. Når man arbeider med hele krone-signaturer, er det i alminnelighet nødvendig at den spektrale posisjon for den krone-relaterte signatur er uavhengig av kronens rotasjons-hastighet. Effekt-spektrene er derfor normalisert til krone-rotasjons-frekvensen som beskrevet ovenfor. Topper som er plassert ved hjul-hastighetene og deres harmoniske er indikert med kryss for hjul 1, med streket linje for hjul 2 og med prikket linje for hjul 3. Disse spektrale topper oppstår fra de kompli-serte (men periodiske) effektvariasjoner generert av skjære-hjulene. Rotasjonshastigheten for hvert hjul, (forskjellig fra et hjul til et annet), blir målt med nærhetsdetektorer 104. Fra disse målingene ble posisjonen for hver hjulfrekvens bestemt og normalisert til krone-rotasjonshastigheten for å identifisere dem på figur 5. De tilsvarer toppene 118 og 120 for henholdsvis hjul 3 og hjul 2 på figur 5a. Det er ingen topper som tilsvarer rotasjonshastigheten for hjul 1. Toppene 122 til 130 tilsvarer harmoniske for topp 118 og toppene 132 til 142 tilsvarer harmoniske av topp 120. Harmoniske av hjul l-frekvensen er indikert ved toppene 144 og 146.
På figur 5b, for en krone som er slitt til P7, bidrar hjul
1 vesentlig til effekt-spekteret ved toppene 150 til 162. Hjul
3 bidrar ikke mer, og hjul 2 bidrar bare med toppen 164. Det er bemerket, at når hjulene slites har deres rotasjonshastighet en tendens til å være den samme. Igjen, det er åpenbart fra figur 5 at fremgangsmåten ifølge tidligere kjent teknikk kunne være meget vanskelig å utføre. Figur 5 viser at de periodiske trekkene ofte blir forsterket ved slitasjeprosessen, og denne karakteristikk er med fordel brukt, ifølge den foreliggende oppfinnelse, i de algoritmene som er beskrevet nedenfor for å bestemme hjul-hastigheten uten å identifisere tannrekke-frekvensene. Selv for det nykrone-spektrum som er vist på
figur 5a, vil ikke-tannrekke harmoniske oppstå fra veksel-virkningen mellom tannrekke, ujevn piggfordeling og variasjon i piggenes geometri. Alle disse effektene hjelper i å bestemme hjul-hastigheten (og dermed slitasjen) ved å legge vekt på sett av harmoniske ifølge den foreliggende oppfinnelse.
Ved bestemmelse av pigghjul-hastighetene, tar man i betrakt-ning det faktum at området for mulig krone-normalisert pigghjul-hastighet er kjent for normale boroperasjoner (med hjul som har korrekt funksjonerende lagre, men med en hvilken som helst slitasje-tilstand): Hjul-hastighetene er typisk mellom 0,9 og 1,8 ganger kronehastigheten. I tillegg benytter man i noen grad gjennomsnittet av resultatene for å sikre en gyldig beregning av T-verdi, spesielt når slitasjen går langsomt i forhold til den nødvendige behandlingstid. Dessuten skal flest mulig hjul identifiseres.
En teknikk ifølge den foreliggende oppfinnelse for å behandle data som styrker den periodiske natur av pigghjul-signaturer for å bestemme slitasjetUstanden er illustrert på figur 6 i form av et flytdiagram. Data blir behandlet med data-oppsamlings- og behandlingssystemet 88 (figur 2) eller 44 (figur 1). Dette systemet kunne være en vanlig datamaskin som er i stand til å utføre de oppdrag som er vist på flytdiagrammet. Effekt-spektra blir generert ved bruk av en hurtig fourier-transformasjon (FFT)-rutine (166, fra moment (TOR)- og vekt på kronene (WOB)-data (168) slampumpevirkningene blir kansellert ved å eliminere fra krone-spektrene frekvensen eller frekvensene til de vibrasjoner som blir generert av pumpen. For det formål blir data som representerer rørtrykket (i rør 28 på figur 1) registrert (170) , og effektspekteret blir beregnet ved å bruke en FFT (172). WOB- og TOR-spektrene blir normalisert til krone-rotasjonshastigheten (174) ved bruk av hastighetskalibrering
(176). Det spektrum P som skal analyseres kan bestå av enten den individuelle TOR- eller WOB-kanal eller det kryss-spektrum som legger vekt på felles-trekk til begge signalene (178). For å utnytte den periodiske natur av hjul-signaturene for å identifisere hjul-hastigheten, skal fortrinnsvis en to-dels diagnostikk anvendes på det normaliserte spektrum: (a) den sterkeste topp blir identifisert (180) innenfor det kjente hjulrotasjons-hastighetsområde (0,9 til 1,8 normalisert hertz). Den spektrale posisjon for denne toppen blir tatt som repetisjonsfrekvensen for en dominant hjulsignatur, og er derfor et direkte mål for hjul-rotasjonshastigheten. Når den sterkeste topp ikke kan identifiseres, blir imidlertid bare den følgende part (b) utført. (b) for å måle de dominante harmoniske mellomrom i effekt-spekteret for å trekke ut periodisiteten som blir produsert av hjul-signaturene, blir en "effekt-cepstrum"-analyse anvendt på dataene. Et cepstrum blir generert ved å beregne logaritmen Y(f) for effektspekteret P(182) og ved å beregne (184) effektspekteret for Y(f). Beregningen av cepstra er indikert i publikasjonen "Proceedings of Symposium Time Series Analysis", Wiley, sidene 209 til 243, 1963, av B. T. Bogert m.fl. Logaritmen har den effekt at den gjør cepstrum-utgangen mindre følsom for ampli-tudene til de forskjellige harmoniske. Denne effekten blir additiv i cepstret på grunn av den additive egenskap av logaritmen. Igjen er kunnskapen om normalisert hjul-hastighetsområde inkludert (186) ved å velge stillingen for toppen av maksimum amplitude bare innenfor området for invers hjulhastighet. Denne topp-posisjon er et estimat av de dominante harmoniske mellomrom i spekteret, og skulle således være et mål for hjul-hastighet. De to hjulhastighets-estimatene blir så lagret (188). Det neste vibrasjonssignalet tilsvarende det neste data-oppsamlings-periode blir så behandlet på samme måte for å generere suksessive verdier tilsvarende en tidsperiode under hvilken slitasjetilstanden ikke er vesentlig endret. Gjennomsnittet av disse verdiene er så tatt for å generere en middelverdi for hjul-rotasjonshastigheten som blir sendt til overflaten i tilfelle en MVD-operasjon. Middelverdien blir lagret eller vist ved overflaten for å kunne overvåke variasjonen av hjul-rotasjons-hastigheter under boreprosessen. Todelt diagnostikken tillater et middel for datareduksjon der bare data hvor utgangene stemmer overens innenfor rimelige grenser blir akseptert. På denne måten blir seksjoner av data som ikke viser sterk harmonisk hjulrotasjonshastighet forkastet. I praksis ble det funnet at nesten alle de oppsamlede data kunne bli brukt i hjulrotasjons-hastighets-estimatet med bare minimal utjevning for å forkaste verdier med høye avvike fra middel-verdiene. Begge delene av diagnostikken ble derfor opprettholdt for å gi uavhengige hjulhastighets-estimater og mulighetene for å oppnå mer enn en hjulrotasjons-hastighet. Dette er illustrert på figurene 7a og 7b som viser cepstrene C utledet fra effekt-spektrene på figur 5. Cepstrene er gitt en funksjon av l/f, det inverse av den krone-normaliserte frekvens. Figur 7a (tilsvarende slitasjetilstand TO) viser to distinkte topper 190 og 192 innenfor hjulfrekvensområdet som tilsvarer de periodiske virkninger fra de to hjulene 2 og 3 som bidrar til spekteret på figur 5a. Figur 7b (tilsvarende slitasjetilstand T7) viser bare en dominant topp 194 tilsvarende en periodisitet på spekteret på figur 6b. Denne situasjonen har lett for å oppstå når bare ett hjul (hjul 1) gir et sterkt periodisk bidrag under data-oppsamlingen eller hvor alle hjul-rotasjonshastighetene er like. Den dominante topp 192 på figur 7a er fra hjul 2, og er ikke fra hjul 3 som genererer den sterkeste topp i hjul-hastighets-området på figur 5a, siden hjul 1 genererer den sterkeste harmoniske effekt, spektrum, og cepstrum-resultatene gir derfor hj ulrotasjons-hastigheter fra forskjellige hjul i dette tilfellet. Diagnostikk-utgangene for disse dataene kan bli oppsummert som følger, og siden dataene blir oppnådd på laboratorie-boremaskinen på figur 2, kan de bli sammenlignet med virkelige hjulhastigheter som målt ved bruk av nærhetstransduserne 104.
For slitasjetilstand TO
Spektrumsdiagnostikk (figur 5a) = 1,23
Cepstrum-diagnostikk (figur 7a) = 0,98
Virkelige hjulhastigheter — 0,98, 1,21, 1,09.
For slitasjetilstand T7
Spektrum-diagnostikk (figur 5b) = 1,58
Cepstrum-diagnostikk (figur 7b) = 1,64
Virkelige hjulhastigheter = 1,57, 1,43, 1,54.
For den nye kronen (TO) detekterer de to diagnostikkene forskjellige hjul, som vist tidligere. I tilfellet med den slitte borkronen, stemmer de to diagnostikkene overens innenfor en spektral oppløsning på 0,0625 normalisert Hz. I begge tilfellene stemmer de to diagnostikk-utgangene med en eller flere hjulhastigheter, og hjulhastighets-økningen på omkring 40 % mellom de to slitasje-grensene er lett detektert.
Cepstrum-teknikken er på ingen måte den eneste muligheten for å oppnå hjulhastighets-informasjon fra spektralestimatet.
En hvilken som helst annen fremgangsmåte som er følsom for det globale spektral-bidrag av spesielle hjul, og som måler den dominante periodisitet i spekteret, kan bli brukt.
En slik teknikk er å ikke bare normalisere spekteret til krone-rotasjonstakten, men også å oppnå versjoner av det opprinnelige spektrum som er nomalisert til heltalls multipler av krone-rotasjonen. Dette krever bare kompresjon av frekvensaksen med heltallsverdier (1, 2, 3 o.s.v.) og de komprimerte spektra blir så multiplisert sammen. For et kontinuerlig krone-normalisert spektrum hvor P(w), kan det forsterkede spektrum E(w) bli uttryk matematisk som: E(w) = produktet av P(kw), fra k = 1 til k = K, hvor K er antallet komprimerte spektra multiplisert sammen.
Harmoniske av den fundamentale hjulfrekvens passer sammen for å forsterke den fundamentale topp. Dette er vist på figur 8 for det opprinnelige (K = 1) spektrum, oppnådd fra en slitt krone (figur 8a) og det harmonisk forsterkede spektrum E(w)
(K=4) vist på figur 8b. Topper som ikke er harmonisk beslektet forsterkes ikke konstruktivt, og resultatet er en klar forbedring
i signal/støy-forholdet for den harmonisk beslektede komponent. Denne forsterkningsteknikk er for eksempel beskrevet i publikasjonen "Proe. Symp. Computer Processing in Communications", sidene 779 til 798, april 1969. Denne teknikken kan ha regne-messige fordeler over cepstrum-teknikken, spesielt hvis "K", den interessante harmoniske orden, er liten. I flytdiagrammet på figur 6, hvor denne teknikken er brukt, er cepstrum-bestemmelsen indikert ved henvisningene 182 og 184 erstattet med beregningen av det forsterkede spektrum E(w). Toppen med maksimum-amplitude (henvisning 186) er så valgt innenfor området av mulige hjul-rotasjonshastigheter, og gjennomsnittet er tatt (over omkring 20 dataprøver).
Med diskrete spektra, er det åpenbart ikke lenger noen en til en sammenheng i antallet punkter pr. frekvensenhet mellom de komprimerte spektra (siden frekvensaksen er komprimert ved en faktor på 2, 3, ..., k, ...K). Det er derfor nødvendig å rette dette før man multipliserer enten ved å summere opp de nødvendige antall punkter i de komprimerte spektra, eller ved å interpolere i de mindre komprimerte versjoner.
Den optimale behandlingsteknikk som skal brukes for å forsterke den periodiske informasjon i spekteret avhenger i stor grad av typen av feltdata og tilgjengelig behandlingsutstyr.
Figur 9 viser virkelig hjul-hastighet som en funksjon av slitasjetilstand T for de tre pigghjulene i en trehjuls-borkrone. De virkelige hjulhastigheter blir målt ved hjelp av nærhetsdetektorer i laboratorie-bormaskinen. Dette tallet viser klart av hjulhastigheten øker jevnt når hjulene slites fra TO til T8. Denne variasjonen i hjulhastighetene gir derfor en indika-sjon av slitasjetilstanden for borkronen.
De eksperimentelle data som er gitt tidligere angår WOB-målinger. Oppfinnelsen gjelder imidlertid også TOR-målinger. Fremgangsmåten som er beskrevet ovenfor gjør bruk av fourier-transformasjoner for å oppnå frekvens-spektra. Andre metoder kunne imidlertid også bli brukt for dette formål, for eksempel metoden som er kjent som "Maksimum entropi spektral-estimering".
Claims (12)
1. Fremgangsmåte for å bestemme slitasjetilstand for en flerhjuls borkrone festet til den nedre ende av en borestreng for å bore et hull i jorden, ifølge hvilken vibrasjoner generert av den arbeidende borkrone blir detektert og omformet til et tids-oscillerende signal fra hvilket et frekvensspektrum blir utledet, karakterisert ved at man trekker ut periodisiteten av frekvensspekteret, og fra periodisiteten bestemme rotasjonshastigheten av minst ett hjul og utleder slitasjetilstanden fra borkronen fra den nevnte hjulhastighet.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at den videre omfatter det trinn at man normaliserer frekvensspekteret i forhold til krone-rotas j onshastigheten.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller krav 2, karakterisert ved at det nevnte oscillerende signal representerer variasjonen i amplitude av den vertikale eller torsjonale kraft som påtrykkes borkronen.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3,
karakterisert ved at den videre omfatter trinn for å føle variasjonen i de vertikale og torsjonale krefter som påtrykkes borkronen for å produsere to oscillerende signaler og generere frekvens-spektra for de to signalene og å kombinere spektrene slik at man produserer et kryss-spektrum.
5. Fremgangsmåte ifølge ett av kravene l til 4, karakterisert ved at det videre omfatter det trinn at man fjerner fra frekvensspekteret frekvensen eller frekvensene som genereres av pumpen som pumper boreslam inn i borestrengen.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5,
karakterisert ved at variasjoner i boreslam-trykket blir detektert og omformet til et trykksignal fra hvilket et frekvensspektrum blir utledet, der frekvensen eller frekvensene generert av pumpen blir identifisert, og frekvensspekteret av det oscillerende vibrasjons-signal blir filtrert for å fjerne de nevnte frekvenser.
7. Fremgangsmåte ifølge ett av kravene 1 til 6, karakterisert ved at frekvensspekteret er ef fekt-spekteret.
8. Fremgangsmåte ifølge ett av kravene 2 til 7, karakterisert ved at det videre omfatter trinn for å bestemme området for mulige hjul-rotasjonshastigheter i forhold til krone-rotasjonshastigheten, identifisering av toppen med høyest amplitude i frekvensspekteret innenfor nevnte område, og bestemmelse av hjul-rotasjonshastigheten fra den nevnte topp-posisjon i spekteret.
9. Fremgangsmåte ifølge ett av kravene 2 til 7, karakterisert ved at det videre omfatter trinn for å gi prominens til et sett harmoniske i frekvensspekteret ved å bestemme fundamentalfrekvensen i settet av harmoniske og ved å utlede hjul-rotasjonshastigheten fra den nevnte fundamental-frekvens.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9,
karakterisert ved at et cepstrum av frekvensspekteret blir beregnet, at toppen med maksimum amplitude blir utvalgt fra cepsteret og hjulrotasjonshastigheten blir utledet fra posisjonen fra den nevnte topp i cepsteret.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 9,
karakterisert ved at komprimerte spektra blir oppnådd ved å komprimere frekvensaksen i frekvensspekteret ved heltallverdier, ved å multiplisere de komprimerte spektra sammen for å oppnå et harmonisk forsterket spektrum, ved å bestemme den fundamentale frekvens i det nevnte harmonisk forsterkede spektrum og ved å utlede hjulrotasjonshastigheten fra den nevnte fundamentale frekvens.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 8 og ifølge krav 9 - 11, karakterisert ved at den videre omfatter trinnene og sammenligne verdiene av hjul-rotasjons-hastigheter bestemt i henhold til krav 8 og i henhold til ett av kravene 9 til 11.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB8807889A GB2217012B (en) | 1988-04-05 | 1988-04-05 | Method of determining drill bit wear |
Publications (4)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO891392D0 NO891392D0 (no) | 1989-04-03 |
NO891392L NO891392L (no) | 1989-10-06 |
NO171741B true NO171741B (no) | 1993-01-18 |
NO171741C NO171741C (no) | 1993-04-28 |
Family
ID=10634556
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO891392A NO171741C (no) | 1988-04-05 | 1989-04-03 | Fremgangsmaate for bestemmelse av slitasje paa en borekrone |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4928521A (no) |
EP (1) | EP0336477B1 (no) |
CA (1) | CA1298394C (no) |
DE (1) | DE68900462D1 (no) |
GB (1) | GB2217012B (no) |
NO (1) | NO171741C (no) |
Families Citing this family (75)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2645205B1 (fr) * | 1989-03-31 | 1991-06-07 | Elf Aquitaine | Dispositif de representation auditive et/ou visuelle des phenomenes mecaniques dans un forage et utilisation du dispositif dans un procede de conduite d'un forage |
GB8916459D0 (en) * | 1989-07-19 | 1989-09-06 | Forex Neptune Serv Tech Sa | Method of monitoring the drilling of a borehole |
FR2666845B1 (fr) * | 1990-09-14 | 1997-01-10 | Elf Aquitaine | Procede de conduite d'un forage. |
FR2673237B1 (fr) * | 1991-02-25 | 1999-02-26 | Elf Aquitaine | Methode de surveillance automatique de l'etat vibratoire d'une garniture de forage. |
GB2264562B (en) * | 1992-02-22 | 1995-03-22 | Anadrill Int Sa | Determination of drill bit rate of penetration from surface measurements |
GB9308194D0 (en) * | 1993-04-21 | 1993-06-02 | Db Stratabit Ltd | Apparatus for indicating wear |
US5864058A (en) * | 1994-09-23 | 1999-01-26 | Baroid Technology, Inc. | Detecting and reducing bit whirl |
US7032689B2 (en) * | 1996-03-25 | 2006-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for predicting performance of a drilling system of a given formation |
US5794720A (en) * | 1996-03-25 | 1998-08-18 | Dresser Industries, Inc. | Method of assaying downhole occurrences and conditions |
US6612382B2 (en) * | 1996-03-25 | 2003-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Iterative drilling simulation process for enhanced economic decision making |
GB9620679D0 (en) * | 1996-10-04 | 1996-11-20 | Halliburton Co | Method and apparatus for sensing and displaying torsional vibration |
FR2765264B1 (fr) * | 1997-06-25 | 1999-08-06 | Inst Francais Du Petrole | Methode et systeme de detection de la precession d'un element d'une garniture de forage |
FI105594B (fi) | 1998-02-05 | 2000-09-15 | Tamrock Oy | Sovitelma hydraulisen rikotuslaitteen huollon tarpeen tunnistamiseksi |
JP2000081404A (ja) * | 1998-06-29 | 2000-03-21 | Equos Research Co Ltd | 水素量測定装置 |
GB2340149B (en) * | 1998-08-04 | 2002-11-20 | Camco Internat | A method of determining characteristics of a rotary drag-type drill bit |
GB9824248D0 (en) | 1998-11-06 | 1998-12-30 | Camco Int Uk Ltd | Methods and apparatus for detecting torsional vibration in a downhole assembly |
US6353799B1 (en) | 1999-02-24 | 2002-03-05 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for determining potential interfacial severity for a formation |
US6276465B1 (en) | 1999-02-24 | 2001-08-21 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for determining potential for drill bit performance |
US6386297B1 (en) | 1999-02-24 | 2002-05-14 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for determining potential abrasivity in a wellbore |
US6601660B1 (en) * | 2000-06-08 | 2003-08-05 | Smith International, Inc. | Cutting structure for roller cone drill bits |
US8589124B2 (en) * | 2000-08-09 | 2013-11-19 | Smith International, Inc. | Methods for modeling wear of fixed cutter bits and for designing and optimizing fixed cutter bits |
US6631772B2 (en) | 2000-08-21 | 2003-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Roller bit rearing wear detection system and method |
US6634441B2 (en) | 2000-08-21 | 2003-10-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for detecting roller bit bearing wear through cessation of roller element rotation |
ATE261592T1 (de) * | 2000-09-27 | 2004-03-15 | Liebherr Verzahntech Gmbh | Prozessüberwachung zur verschleisserkennung an verzahnungswerkzeugen |
US6817425B2 (en) | 2000-11-07 | 2004-11-16 | Halliburton Energy Serv Inc | Mean strain ratio analysis method and system for detecting drill bit failure and signaling surface operator |
US6712160B1 (en) | 2000-11-07 | 2004-03-30 | Halliburton Energy Services Inc. | Leadless sub assembly for downhole detection system |
US6648082B2 (en) | 2000-11-07 | 2003-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Differential sensor measurement method and apparatus to detect a drill bit failure and signal surface operator |
US6722450B2 (en) | 2000-11-07 | 2004-04-20 | Halliburton Energy Svcs. Inc. | Adaptive filter prediction method and system for detecting drill bit failure and signaling surface operator |
US7357197B2 (en) * | 2000-11-07 | 2008-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for monitoring the condition of a downhole drill bit, and communicating the condition to the surface |
US6843120B2 (en) * | 2002-06-19 | 2005-01-18 | Bj Services Company | Apparatus and method of monitoring and signaling for downhole tools |
US6802215B1 (en) | 2003-10-15 | 2004-10-12 | Reedhyealog L.P. | Apparatus for weight on bit measurements, and methods of using same |
GB2413403B (en) | 2004-04-19 | 2008-01-09 | Halliburton Energy Serv Inc | Field synthesis system and method for optimizing drilling operations |
WO2006005337A1 (en) * | 2004-06-11 | 2006-01-19 | Nanonord A/S | A method for analyzing fundamental frequencies and application of the method |
FR2882287B1 (fr) * | 2005-02-24 | 2008-09-19 | Georges Renault Soc Par Action | Outillage comprenant au moins un organe rotatif et des moyens de mesure de frequences vibratoires dudit organe en vue de determiner son etat d'usure, unite de controle et procede correspondants |
EP1957750A1 (en) * | 2005-11-08 | 2008-08-20 | Baker Hughes Incorporated | Methods for optimizing efficiency and durability of rotary drag bits and rotary drag bits designed for optimal efficiency and durability |
US7404457B2 (en) * | 2006-06-30 | 2008-07-29 | Baker Huges Incorporated | Downhole abrading tools having fusible material and methods of detecting tool wear |
US7424910B2 (en) * | 2006-06-30 | 2008-09-16 | Baker Hughes Incorporated | Downhole abrading tools having a hydrostatic chamber and uses therefor |
US7464771B2 (en) * | 2006-06-30 | 2008-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Downhole abrading tool having taggants for indicating excessive wear |
US7484571B2 (en) * | 2006-06-30 | 2009-02-03 | Baker Hughes Incorporated | Downhole abrading tools having excessive wear indicator |
NO328800B1 (no) * | 2007-04-30 | 2010-05-18 | Nat Oilwell Norway As | Fremgangsmate for a detektere en fluidlekkasje tilknyttet en stempelmaskin |
GB2468251B (en) * | 2007-11-30 | 2012-08-15 | Halliburton Energy Serv Inc | Method and system for predicting performance of a drilling system having multiple cutting structures |
TW201008702A (en) | 2008-08-27 | 2010-03-01 | China Steel Corp | Grind state evaluating method |
BRPI0919556B8 (pt) * | 2008-10-03 | 2019-07-30 | Halliburton Energy Services Inc | método, sistema para perfurar um poço, e, meio legível por computador |
US8006781B2 (en) | 2008-12-04 | 2011-08-30 | Baker Hughes Incorporated | Method of monitoring wear of rock bit cutters |
US20100139987A1 (en) * | 2008-12-10 | 2010-06-10 | Baker Hughes Incorporated | Real time dull grading |
US9624729B2 (en) | 2008-12-10 | 2017-04-18 | Baker Hughes Incorporated | Real time bit monitoring |
SE535585C2 (sv) | 2010-09-20 | 2012-10-02 | Spc Technology Ab | Förfarande och anordning för slagverkande sänkhålsborrning |
US9074467B2 (en) * | 2011-09-26 | 2015-07-07 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for evaluating rock properties while drilling using drilling rig-mounted acoustic sensors |
US9624768B2 (en) | 2011-09-26 | 2017-04-18 | Saudi Arabian Oil Company | Methods of evaluating rock properties while drilling using downhole acoustic sensors and telemetry system |
US9447681B2 (en) | 2011-09-26 | 2016-09-20 | Saudi Arabian Oil Company | Apparatus, program product, and methods of evaluating rock properties while drilling using downhole acoustic sensors and a downhole broadband transmitting system |
US10180061B2 (en) | 2011-09-26 | 2019-01-15 | Saudi Arabian Oil Company | Methods of evaluating rock properties while drilling using downhole acoustic sensors and a downhole broadband transmitting system |
US9903974B2 (en) | 2011-09-26 | 2018-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Apparatus, computer readable medium, and program code for evaluating rock properties while drilling using downhole acoustic sensors and telemetry system |
US9234974B2 (en) | 2011-09-26 | 2016-01-12 | Saudi Arabian Oil Company | Apparatus for evaluating rock properties while drilling using drilling rig-mounted acoustic sensors |
US10551516B2 (en) | 2011-09-26 | 2020-02-04 | Saudi Arabian Oil Company | Apparatus and methods of evaluating rock properties while drilling using acoustic sensors installed in the drilling fluid circulation system of a drilling rig |
US9410377B2 (en) | 2012-03-16 | 2016-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for determining whirl of a rotating tool |
US9169697B2 (en) | 2012-03-27 | 2015-10-27 | Baker Hughes Incorporated | Identification emitters for determining mill life of a downhole tool and methods of using same |
EP2890864A4 (en) | 2012-08-31 | 2016-08-10 | Halliburton Energy Services Inc | SYSTEM AND METHOD FOR ANALYSIS OF CUTS USING AN OPTO ANALYTICAL DEVICE |
EP2890862A4 (en) | 2012-08-31 | 2016-06-22 | Halliburton Energy Services Inc | SYSTEM AND METHOD FOR MEASURING A TEMPERATURE WITH AN OPTO ANALYTICAL DEVICE |
US9945181B2 (en) | 2012-08-31 | 2018-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for detecting drilling events using an opto-analytical device |
CA2883522C (en) | 2012-08-31 | 2018-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for analyzing downhole drilling parameters using an opto-analytical device |
EP2877826A4 (en) | 2012-08-31 | 2016-03-16 | Halliburton Energy Services Inc | SYSTEM AND METHOD FOR TORSION DETERMINATION ON AN OPTO ANALYTICAL DEVICE |
CA2883253C (en) | 2012-08-31 | 2019-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for measuring gaps using an opto-analytical device |
EP2890988A4 (en) * | 2012-08-31 | 2016-07-20 | Halliburton Energy Services Inc | SYSTEM AND METHOD FOR DETECTING VIBRATIONS USING AN OPTO-ANALYTICAL DEVICE |
BR112016007602A2 (pt) | 2013-11-08 | 2017-08-01 | Halliburton Energy Services Inc | método para predição de desgaste dinâmico e sistema para predição de desgaste dinâmico |
US10221671B1 (en) * | 2014-07-25 | 2019-03-05 | U.S. Department Of Energy | MSE based drilling optimization using neural network simulaton |
US10133832B2 (en) * | 2014-08-05 | 2018-11-20 | Schlumberger Technology Corporation | System and methodology for subterranean process simulation |
US9475526B2 (en) | 2014-08-23 | 2016-10-25 | Caterpillar Inc. | Track link having a wear sensing device |
US9868482B2 (en) | 2014-10-29 | 2018-01-16 | Caterpillar Inc. | Track roller assembly with a wear measurement system |
US9592866B2 (en) | 2014-11-06 | 2017-03-14 | Caterpillar Inc. | Track assembly having a wear monitoring system |
US9371630B1 (en) | 2014-12-19 | 2016-06-21 | Caterpillar Inc. | Determination of undercarriage idler and roller wear based on final drive speed |
US10101486B1 (en) | 2017-08-10 | 2018-10-16 | Datacloud International, Inc. | Seismic-while-drilling survey systems and methods |
WO2019068179A1 (en) * | 2017-10-02 | 2019-04-11 | The Royal Institution For The Advancement Of Learning/Mcgill University | SYSTEM AND METHOD FOR TREPAN STATUS MONITORING |
US10989828B2 (en) | 2018-02-17 | 2021-04-27 | Datacloud International, Inc. | Vibration while drilling acquisition and processing system |
US12030150B2 (en) | 2019-06-10 | 2024-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill bit cutter evaluation methods and systems |
SE544076C2 (en) | 2019-07-05 | 2021-12-14 | Epiroc Rock Drills Ab | Method and system for estimating wear of a drill bit |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US28436A (en) * | 1860-05-22 | Printer s composing-stick | ||
US2331152A (en) * | 1941-03-17 | 1943-10-05 | Jr Floyd Willis | Means for logging wells |
US2985829A (en) * | 1957-09-30 | 1961-05-23 | Well Surveys Inc | Method and apparatus for determining drill bit speed |
US3345867A (en) * | 1964-09-03 | 1967-10-10 | Arps Corp | Method and apparatus for measuring rock bit wear while drilling |
US3626482A (en) * | 1968-10-30 | 1971-12-07 | Aquitaine Petrole | Method and apparatus for measuring lithological characteristics of rocks |
FR2067613A5 (no) * | 1969-11-12 | 1971-08-20 | Aquitaine Petrole | |
USRE28436E (en) * | 1970-12-28 | 1975-06-03 | Method op determining downhole occurences in well drilling using rotary torque oscillation measurements | |
US4150568A (en) * | 1978-03-28 | 1979-04-24 | General Electric Company | Apparatus and method for down hole vibration spectrum analysis |
US4359898A (en) * | 1980-12-09 | 1982-11-23 | Schlumberger Technology Corporation | Weight-on-bit and torque measuring apparatus |
US4471663A (en) * | 1982-04-12 | 1984-09-18 | Exxon Production Research Co. | Drilling torquemeter |
GB8411361D0 (en) * | 1984-05-03 | 1984-06-06 | Schlumberger Cambridge Researc | Assessment of drilling conditions |
US4627276A (en) * | 1984-12-27 | 1986-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method for measuring bit wear during drilling |
GB2179736B (en) * | 1985-08-30 | 1989-10-18 | Prad Res & Dev Nv | Method of analyzing vibrations from a drilling bit in a borehole |
-
1988
- 1988-04-05 GB GB8807889A patent/GB2217012B/en not_active Expired - Lifetime
-
1989
- 1989-03-23 EP EP89200745A patent/EP0336477B1/en not_active Expired
- 1989-03-23 DE DE8989200745T patent/DE68900462D1/de not_active Expired - Fee Related
- 1989-03-27 US US07/328,655 patent/US4928521A/en not_active Expired - Lifetime
- 1989-03-30 CA CA000595153A patent/CA1298394C/en not_active Expired - Fee Related
- 1989-04-03 NO NO891392A patent/NO171741C/no unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO891392D0 (no) | 1989-04-03 |
GB2217012B (en) | 1992-03-25 |
EP0336477B1 (en) | 1991-11-27 |
DE68900462D1 (de) | 1992-01-09 |
US4928521A (en) | 1990-05-29 |
EP0336477A1 (en) | 1989-10-11 |
GB8807889D0 (en) | 1988-05-05 |
NO891392L (no) | 1989-10-06 |
GB2217012A (en) | 1989-10-18 |
NO171741C (no) | 1993-04-28 |
CA1298394C (en) | 1992-03-31 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO171741B (no) | Fremgangsmaate for bestemmelse av slitasje paa en borekrone | |
NO174477B (no) | Fremgangsmaate for aa overvaake boring av et borehull | |
AU2012328705B2 (en) | Methods for optimizing and monitoring underground drilling | |
CN106133268B (zh) | 使用光纤传感器测量泥浆电动机中的微失速和粘着滑动 | |
US4773263A (en) | Method of analyzing vibrations from a drilling bit in a borehole | |
US20180096277A1 (en) | Method for standardized evaluation of drilling unit performance | |
EP1693549A1 (en) | Method and apparatus for measuring stick slip while drilling | |
NO322255B1 (no) | Framgangsmate og anordning for detektering og framvising av momentvibrasjon | |
CN108678725A (zh) | 井下摩阻和扭矩实时监测分析方法 | |
CN103975125A (zh) | 检测和缓解钻探效率低下的方法 | |
JP5635020B2 (ja) | 教師データの作成方法 | |
US20190010804A1 (en) | Automatic telemetry band selection | |
CN204253010U (zh) | 钻井参数监控系统 | |
CN114607354A (zh) | 一种预报钻井复杂情况的方法 | |
EP3212885B1 (en) | Automated spiraling detection | |
US20210148226A1 (en) | Systems, apparatuses, and methods for determining rock mass properties based on blasthole drill performance data including compensated blastability index (cbi) | |
US10324006B2 (en) | Method for detecting a malfunction during drilling operations | |
GB2275283A (en) | Detection of bit whirl | |
NO162881B (no) | Fremgangsmaate og apparat for detektering av fluiduminnstroemninger i borehull. | |
JP6153805B2 (ja) | 教師データの作成方法 | |
JPS6367319A (ja) | 硬さ指数計測装置 | |
RU2036301C1 (ru) | Способ определения износа опоры и вооружения долота в процессе бурения скважины винтовым двигателем | |
US11773712B2 (en) | Method and apparatus for optimizing drilling using drill bit generated acoustic signals | |
Schultz et al. | Oilwell drillbit failure detection using remote acoustic sensing | |
WO2024173285A1 (en) | Frequency analysis of time-series vibrational data |