RU2011138961A - Способ и устройство для оценки состояния бурового долота - Google Patents

Способ и устройство для оценки состояния бурового долота Download PDF

Info

Publication number
RU2011138961A
RU2011138961A RU2011138961/03A RU2011138961A RU2011138961A RU 2011138961 A RU2011138961 A RU 2011138961A RU 2011138961/03 A RU2011138961/03 A RU 2011138961/03A RU 2011138961 A RU2011138961 A RU 2011138961A RU 2011138961 A RU2011138961 A RU 2011138961A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
acceleration
wear
drill bit
period
data
Prior art date
Application number
RU2011138961/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2524237C2 (ru
Inventor
Сорин Габриель ТЕОДОРЕСКУ
Original Assignee
Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Бейкер Хьюз Инкорпорейтед filed Critical Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Publication of RU2011138961A publication Critical patent/RU2011138961A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2524237C2 publication Critical patent/RU2524237C2/ru

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B10/00Drill bits
    • E21B10/42Rotary drag type drill bits with teeth, blades or like cutting elements, e.g. fork-type bits, fish tail bits
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B12/00Accessories for drilling tools
    • E21B12/02Wear indicators

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)

Abstract

1. Буровое долото для бурения подземных пород, включающее:корпус долота, имеющий по меньшей мере одну калибрующую накладку и приспособленный для присоединения к бурильной колонне;группу акселерометров, размещенных в буровом долоте и включающих радиальный акселерометр для определения радиального ускорения бурового долота и тангенциальный акселерометр для определения тангенциального ускорения бурового долота; имодуль анализа данных, функционально соединенный с группой акселерометров, размещенных в буровом долоте, включающий процессор, запоминающее устройство и порт связи и выполненный с возможностью:осуществления выборки информации об ускорении от радиального акселерометра и тангенциального акселерометра за время анализа;внесения информации об ускорении в запоминающее устройство для получения временного хода ускорения;анализа временного хода ускорения для определения расстояния, пройденного по меньшей мере одной калибрующей накладкой;анализа временного хода ускорения для определения по меньшей мере одного периода резания накладки и по меньшей мере одного периода скольжения накладки иоценки износа калибрующей накладки на основании анализа пройденного расстояния, по меньшей мере одного периода резания накладки и по меньшей мере одного периода скольжения накладки.2. Буровое долото по п.1, в котором модуль анализа данных выполнен с возможностью приема через порт связи информации о твердости породы и в котором при оценке износа калибрующей накладки используют данные о твердости породы в анализе пройденного расстояния, по меньшей мере одного периода резания накладки и по меньшей мере одного пе�

Claims (14)

1. Буровое долото для бурения подземных пород, включающее:
корпус долота, имеющий по меньшей мере одну калибрующую накладку и приспособленный для присоединения к бурильной колонне;
группу акселерометров, размещенных в буровом долоте и включающих радиальный акселерометр для определения радиального ускорения бурового долота и тангенциальный акселерометр для определения тангенциального ускорения бурового долота; и
модуль анализа данных, функционально соединенный с группой акселерометров, размещенных в буровом долоте, включающий процессор, запоминающее устройство и порт связи и выполненный с возможностью:
осуществления выборки информации об ускорении от радиального акселерометра и тангенциального акселерометра за время анализа;
внесения информации об ускорении в запоминающее устройство для получения временного хода ускорения;
анализа временного хода ускорения для определения расстояния, пройденного по меньшей мере одной калибрующей накладкой;
анализа временного хода ускорения для определения по меньшей мере одного периода резания накладки и по меньшей мере одного периода скольжения накладки и
оценки износа калибрующей накладки на основании анализа пройденного расстояния, по меньшей мере одного периода резания накладки и по меньшей мере одного периода скольжения накладки.
2. Буровое долото по п.1, в котором модуль анализа данных выполнен с возможностью приема через порт связи информации о твердости породы и в котором при оценке износа калибрующей накладки используют данные о твердости породы в анализе пройденного расстояния, по меньшей мере одного периода резания накладки и по меньшей мере одного периода скольжения накладки.
3. Буровое долото по п.1 или 2, в котором модуль анализа данных выполнен с возможностью:
определения по меньшей мере одного периода резания накладки как промежутка времени, в течение которого тангенциальное ускорение больше радиального ускорения; и
определения по меньшей мере одного периода скольжения накладки как промежутка времени, в течение которого радиальное ускорение больше тангенциального ускорения.
4. Буровое долото по п.1 или 2, в котором модуль анализа данных выполнен с возможностью выдачи данных об износе калибрующей накладки через порт связи.
5. Буровое долото по п.1 или 2, в котором модуль анализа данных выполнен с возможностью:
формирования временного хода износа калибрующей накладки посредством периодической оценки износа калибрующей накладки за время анализа и
выдачи данных временного хода износа калибрующей накладки через порт связи.
6. Буровое долото по п.5, в котором модуль анализа данных выполнен с возможностью:
экстраполяции временного хода износа калибрующей накладки для определения максимально допустимого износа, когда износ калибрующей накладки приблизится к критической величине износа по прошествии некоторого времени, или бурении на некоторую глубину, либо комбинации обоих факторов; и
выдачи данных максимально допустимого износа через порт связи.
7. Буровое долото по п.1 или 2, включающее магнетометр координаты Х и магнетометр координаты y, функционально соединенные с модулем анализа данных, который выполнен с возможностью:
осуществления выборки данных магнетометров от Х-магнетометра и y-магнетометра за время анализа и
использования информации от магнетометров для определения пройденного расстояния.
8. Способ, в котором:
собирают информацию от акселерометров посредством периодической выборки данных по меньшей мере двух акселерометров, размещенных в буровом долоте, для получения временного хода ускорения за время анализа;
обрабатывают данные временного хода ускорения в буровом долоте для определения профиля расстояния, пройденного по меньшей мере одной калибрующей накладкой на буровом долоте;
определяют текущую твердость породы;
анализируют профиль расстояния, пройденного по меньшей мере одной калибрующей накладкой, и текущую твердость породы для оценки состояния износа калибрующей накладки.
9. Способ по п.8, в котором информация от акселерометров включает временной ход тангенциального ускорения и временной ход радиального ускорения и при осуществлении которого анализируют временной ход тангенциального ускорения и временной ход радиального ускорения для определения по меньшей мере одного периода скольжения накладки и по меньшей мере одного периода резания накладки, причем при анализе профиля расстояния учитывают по меньшей мере один период резания накладки и по меньшей мере один период скольжения накладки, а также текущую твердость породы.
10. Способ по п.9, в котором:
по меньшей мере один период резания накладки определяют как промежуток времени, когда значение временного хода тангенциального ускорения больше значения временного хода радиального ускорения; и
по меньшей мере один период скольжения накладки определяют как промежуток времени, когда значение временного хода радиального ускорения больше значения временного хода тангенциального ускорения.
11. Способ по п.8 или 9, в котором выдают данные о состоянии износа калибрующих накладок через порт связи модуля анализа данных, функционально связанного с по меньшей мере одним тангенциальным акселерометром и по меньшей мере одним радиальным акселерометром.
12. Способ по п.11, в котором после выдачи данных о состоянии износа калибрующих накладок изменяют параметр бурения, который выбирают из группы, состоящей из крутящего момента, скорости вращения и осевой нагрузки на долото.
13. Способ по п.11, в котором выдачу данных о состоянии износа калибрующих накладок выполняют периодически для получения временного хода износа калибрующих накладок бурового долота.
14. Способ по п.13, в котором экстраполируют временной ход износа калибрующих накладок для определения максимально допустимого износа, когда износ калибрующей накладки приблизится к критической величине износа по прошествии некоторого времени, или бурении на некоторую глубину, либо комбинации обоих факторов; и
выдают информацию о максимально допустимом износе.
RU2011138961/03A 2009-02-24 2010-02-23 Способ и устройство для оценки состояния бурового долота RU2524237C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/391,665 2009-02-24
US12/391,665 US8028764B2 (en) 2009-02-24 2009-02-24 Methods and apparatuses for estimating drill bit condition
PCT/US2010/024968 WO2010099073A1 (en) 2009-02-24 2010-02-23 Methods and apparatuses for estimating drill bit condition

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2011138961A true RU2011138961A (ru) 2013-04-10
RU2524237C2 RU2524237C2 (ru) 2014-07-27

Family

ID=42629963

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011138961/03A RU2524237C2 (ru) 2009-02-24 2010-02-23 Способ и устройство для оценки состояния бурового долота

Country Status (5)

Country Link
US (1) US8028764B2 (ru)
EP (1) EP2401466B1 (ru)
BR (1) BRPI1013352A8 (ru)
RU (1) RU2524237C2 (ru)
WO (1) WO2010099073A1 (ru)

Families Citing this family (25)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8016050B2 (en) * 2008-11-03 2011-09-13 Baker Hughes Incorporated Methods and apparatuses for estimating drill bit cutting effectiveness
US8028764B2 (en) * 2009-02-24 2011-10-04 Baker Hughes Incorporated Methods and apparatuses for estimating drill bit condition
EP2890988A4 (en) 2012-08-31 2016-07-20 Halliburton Energy Services Inc SYSTEM AND METHOD FOR DETECTING VIBRATIONS USING AN OPTO-ANALYTICAL DEVICE
US9957792B2 (en) 2012-08-31 2018-05-01 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for analyzing cuttings using an opto-analytical device
CA2883525C (en) 2012-08-31 2018-10-23 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for measuring temperature using an opto-analytical device
WO2014035427A1 (en) 2012-08-31 2014-03-06 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for measuring gaps using an opto-analytical device
US10167718B2 (en) 2012-08-31 2019-01-01 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for analyzing downhole drilling parameters using an opto-analytical device
EP2877695A4 (en) 2012-08-31 2016-07-13 Halliburton Energy Services Inc SYSTEM AND METHOD FOR DETECTING DRILLING EVENTS USING AN OPTO-ANALYTICAL DEVICE
CA2883250C (en) 2012-08-31 2019-02-26 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for determining torsion using an opto-analytical device
WO2014052227A1 (en) * 2012-09-28 2014-04-03 Gsi Group Corporation Motorized tool status sensing method and apparatus
CA2890614C (en) * 2012-12-27 2018-06-26 Halliburton Energy Services, Inc. Determining gravity toolface and inclination in a rotating downhole tool
WO2015005923A1 (en) * 2013-07-11 2015-01-15 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore component life monitoring system
US9567844B2 (en) 2013-10-10 2017-02-14 Weatherford Technology Holdings, Llc Analysis of drillstring dynamics using angular and linear motion data from multiple accelerometer pairs
RU2649196C1 (ru) * 2014-10-22 2018-03-30 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Аппаратное средство, содержащее установочную пластину, и связанные с ним система и способ
CN106032749B (zh) * 2015-03-09 2019-09-13 通用电气公司 随钻测量装置及方法
US10380280B2 (en) * 2016-11-17 2019-08-13 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Optimal storage of load data for lifetime prediction for equipment used in a well operation
US11125022B2 (en) * 2017-11-13 2021-09-21 Pioneer Natural Resources Usa, Inc. Method for predicting drill bit wear
RU2680258C1 (ru) * 2018-04-13 2019-02-19 Александр Леонидович Наговицын Приспособление для извлечения зонда ГНБ, интегрированное с крышкой батарейного отсека
US20200080409A1 (en) * 2018-09-11 2020-03-12 Helmerich & Payne Technologies, Llc System and method for optimizing drilling with a rotary steerable system
CN113874596A (zh) 2019-04-01 2021-12-31 斯伦贝谢技术有限公司 仪器化切削器
WO2021025700A1 (en) * 2019-08-08 2021-02-11 Halliburton Energy Services, Inc. Earth-boring drill bit formed by additive manufacturing
US11768980B2 (en) 2019-10-30 2023-09-26 National Oilwell Varco, L.P. Wear analysis of drill bits
CN111911132B (zh) * 2020-06-10 2022-08-12 中国科学院武汉岩土力学研究所 基于冲击加速度变化评价岩体等级的评价系统及方法
US11634982B2 (en) * 2021-01-22 2023-04-25 Halliburton Energy Services, Inc. Filtering of RSS pad noise in mud pulse telemetry systems and detection of RSS pad leaks
CN112855113A (zh) * 2021-01-28 2021-05-28 北京三一智造科技有限公司 旋挖钻机的自动钻进方法及控制器、存储介质及电子设备

Family Cites Families (45)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4715451A (en) * 1986-09-17 1987-12-29 Atlantic Richfield Company Measuring drillstem loading and behavior
US4884071A (en) * 1987-01-08 1989-11-28 Hughes Tool Company Wellbore tool with hall effect coupling
US4763736A (en) * 1987-07-08 1988-08-16 Varel Manufacturing Company Asymmetrical rotary cone bit
GB2228326B (en) * 1988-12-03 1993-02-24 Anadrill Int Sa Method for determining the instantaneous rotation speed of a drill string
US4965774A (en) * 1989-07-26 1990-10-23 Atlantic Richfield Company Method and system for vertical seismic profiling by measuring drilling vibrations
US5178222A (en) * 1991-07-11 1993-01-12 Baker Hughes Incorporated Drill bit having enhanced stability
US5720355A (en) * 1993-07-20 1998-02-24 Baroid Technology, Inc. Drill bit instrumentation and method for controlling drilling or core-drilling
BE1007274A5 (fr) * 1993-07-20 1995-05-09 Baroid Technology Inc Procede de commande de la tete d'un dispositif de forage ou de carottage et installation pour la mise en oeuvre de ce procede.
RU2085730C1 (ru) * 1994-12-05 1997-07-27 Научно-Исследовательский Институт Приборостроения Способ измерения проекций вектора угловой скорости вращения земли для определения азимута ствола скважины и устройство для его осуществления (варианты)
EP1632644B1 (en) * 1995-02-16 2011-05-25 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for monitoring and recording of operating conditions of a downhole drill bit during drilling operations
US5794720A (en) * 1996-03-25 1998-08-18 Dresser Industries, Inc. Method of assaying downhole occurrences and conditions
US6269892B1 (en) * 1998-12-21 2001-08-07 Dresser Industries, Inc. Steerable drilling system and method
US6459992B1 (en) * 1999-07-12 2002-10-01 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for determining logging tool displacements
US6349595B1 (en) * 1999-10-04 2002-02-26 Smith International, Inc. Method for optimizing drill bit design parameters
US6435288B1 (en) * 2000-09-18 2002-08-20 Cubex Limited Rock drill bit
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
AU2002232601A1 (en) * 2000-12-01 2002-06-11 Unova Ip Corp Control embedded machine condition monitor
US6518756B1 (en) * 2001-06-14 2003-02-11 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods for determining motion tool parameters in borehole logging
CA2482931C (en) * 2002-04-19 2008-06-17 Mark W. Hutchinson Method for improving drilling depth measurements
AU2004206233B2 (en) * 2003-01-17 2007-03-22 Halliburton Energy Services, Inc. Integrated drilling dynamics system and method of operating same
US20050133276A1 (en) * 2003-12-17 2005-06-23 Azar Michael G. Bits and cutting structures
US6845340B2 (en) * 2003-03-06 2005-01-18 Ford Motor Company System and method for machining data management
US7074064B2 (en) * 2003-07-22 2006-07-11 Pathfinder Energy Services, Inc. Electrical connector useful in wet environments
WO2005050777A2 (en) * 2003-11-18 2005-06-02 Halliburton Energy Services, Inc. Receiver electronics proximate antenna
US7299884B2 (en) * 2004-03-17 2007-11-27 Baker Hughes Incorporated Seismic measurements while drilling
GB2412388B (en) * 2004-03-27 2006-09-27 Schlumberger Holdings Bottom hole assembly
US7168506B2 (en) * 2004-04-14 2007-01-30 Reedhycalog, L.P. On-bit, analog multiplexer for transmission of multi-channel drilling information
US20060099885A1 (en) * 2004-05-13 2006-05-11 Baker Hughes Incorporated Wear indication apparatus and method
US7730967B2 (en) * 2004-06-22 2010-06-08 Baker Hughes Incorporated Drilling wellbores with optimal physical drill string conditions
US20060162968A1 (en) * 2005-01-24 2006-07-27 Smith International, Inc. PDC drill bit using optimized side rake distribution that minimized vibration and deviation
US7243735B2 (en) * 2005-01-26 2007-07-17 Varco I/P, Inc. Wellbore operations monitoring and control systems and methods
CA2538545C (en) * 2005-03-03 2013-01-15 Sidney J. Isnor Fixed cutter drill bit for abrasive applications
US7604072B2 (en) * 2005-06-07 2009-10-20 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for collecting drill bit performance data
US7849934B2 (en) * 2005-06-07 2010-12-14 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for collecting drill bit performance data
US8100196B2 (en) * 2005-06-07 2012-01-24 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for collecting drill bit performance data
US7426967B2 (en) * 2005-11-14 2008-09-23 Pathfinder Energy Services, Inc. Rotary steerable tool including drill string rotation measurement apparatus
US7866413B2 (en) * 2006-04-14 2011-01-11 Baker Hughes Incorporated Methods for designing and fabricating earth-boring rotary drill bits having predictable walk characteristics and drill bits configured to exhibit predicted walk characteristics
US7676326B2 (en) * 2006-06-09 2010-03-09 Spectraseis Ag VH Reservoir Mapping
US7857047B2 (en) * 2006-11-02 2010-12-28 Exxonmobil Upstream Research Company Method of drilling and producing hydrocarbons from subsurface formations
CA2675070C (en) * 2007-01-25 2012-05-29 Baker Hughes Incorporated Rotary drag bit
US7950453B2 (en) * 2007-04-20 2011-05-31 Shell Oil Company Downhole burner systems and methods for heating subsurface formations
US8260554B2 (en) * 2008-02-29 2012-09-04 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for motion correction to sensor measurements
US8164980B2 (en) * 2008-10-20 2012-04-24 Baker Hughes Incorporated Methods and apparatuses for data collection and communication in drill string components
US8016050B2 (en) * 2008-11-03 2011-09-13 Baker Hughes Incorporated Methods and apparatuses for estimating drill bit cutting effectiveness
US8028764B2 (en) * 2009-02-24 2011-10-04 Baker Hughes Incorporated Methods and apparatuses for estimating drill bit condition

Also Published As

Publication number Publication date
BRPI1013352A8 (pt) 2016-10-11
WO2010099073A1 (en) 2010-09-02
EP2401466B1 (en) 2017-02-22
EP2401466A1 (en) 2012-01-04
US20100212961A1 (en) 2010-08-26
EP2401466A4 (en) 2014-04-23
BRPI1013352A2 (pt) 2016-03-29
US8028764B2 (en) 2011-10-04
RU2524237C2 (ru) 2014-07-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2011138961A (ru) Способ и устройство для оценки состояния бурового долота
CN107476822B (zh) 煤层突出危险性随钻测试方法及装置
RU2567878C2 (ru) Способ прогнозирования опасности выброса угля и газа посредством объединения различной информации
Gong et al. Development of a rock mass characteristics model for TBM penetration rate prediction
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
CA2797699C (en) System and method for managing use of a downhole asset
CN101936159B (zh) 一种随钻识别岩性的方法
CN110486007B (zh) 煤矿随钻围岩力学参数原位测试装置及方法
RU2010132231A (ru) Системы и способы для анализа скважинных данных
EA201270259A1 (ru) Спобобы оценки показателей вибраций на забое при бурении по результатам измерений на поверхности
DE602006008948D1 (de) Verfahren und vorrichtung zum sammeln von bohrmeissel-leistungsdaten
CA2598220A1 (en) Use of the dynamic downhole measurements as lithology indicators
ATE530731T1 (de) Verfahren und vorrichtung zur sammlung von leistungsdaten eines bohrmeissels
RU2012101679A (ru) Устройство и способ определения скорректированной осевой нагрузки на долото
GB2463825A (en) Method for evaluating formation density using a source,two spaced-apart gammaray detectors and a stand-off measurement tool in a borehole,and a model
CN103982173B (zh) 一种煤矿井下钻孔轨迹测量系统及方法
Karasawa et al. Experimental results on the effect of bit wear on torque response
CN104989389A (zh) 一种煤体强度分布特征连续探测方法及装置
CN112504838A (zh) 一种搭载于tbm的岩石力学综合试验及信息评价系统
ATE524705T1 (de) Verfahren und einrichtung zum ermitteln von verschiebungen und/oder deformationen im untertagbau
CN106401557B (zh) 一种联合测试煤层瓦斯含量和瓦斯压力确定钻孔有效抽采半径的方法
JP6018977B2 (ja) 岩盤の評価方法
JP2012193592A (ja) ウオーターハンマによる前方地山評価方法
JP6820505B2 (ja) トンネル地山探査方法
CN111411933B (zh) 一种pdc钻头井下工况评价方法

Legal Events

Date Code Title Description
QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE

Effective date: 20160801