RU2011138961A - Способ и устройство для оценки состояния бурового долота - Google Patents
Способ и устройство для оценки состояния бурового долота Download PDFInfo
- 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
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 8
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims abstract 28
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract 10
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 claims abstract 10
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract 9
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract 8
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract 5
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 claims 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 1
- 238000013213 extrapolation Methods 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
- E21B10/42—Rotary drag type drill bits with teeth, blades or like cutting elements, e.g. fork-type bits, fish tail bits
-
- 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
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.
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)
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)
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 |
-
2009
- 2009-02-24 US US12/391,665 patent/US8028764B2/en active Active
-
2010
- 2010-02-23 BR BRPI1013352A patent/BRPI1013352A8/pt not_active IP Right Cessation
- 2010-02-23 EP EP10746686.4A patent/EP2401466B1/en not_active Not-in-force
- 2010-02-23 WO PCT/US2010/024968 patent/WO2010099073A1/en active Application Filing
- 2010-02-23 RU RU2011138961/03A patent/RU2524237C2/ru active
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 |