RU2756615C1 - Наддолотная многопараметрическая измерительная система на основе волоконной решетки и способ ее применения - Google Patents
Наддолотная многопараметрическая измерительная система на основе волоконной решетки и способ ее применения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2756615C1 RU2756615C1 RU2021100985A RU2021100985A RU2756615C1 RU 2756615 C1 RU2756615 C1 RU 2756615C1 RU 2021100985 A RU2021100985 A RU 2021100985A RU 2021100985 A RU2021100985 A RU 2021100985A RU 2756615 C1 RU2756615 C1 RU 2756615C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- force
- drilling
- measuring section
- drill bit
- drill
- Prior art date
Links
- 239000000835 fiber Substances 0.000 title claims abstract description 44
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 95
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 39
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 claims abstract description 24
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 claims abstract description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000013459 approach Methods 0.000 claims description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 4
- 238000002788 crimping Methods 0.000 claims description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 8
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 2
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 1
Images
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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/04—Measuring depth or liquid level
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Force Measurement Appropriate To Specific Purposes (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Заявлена многопараметрическая придолотная измерительная система на основе волоконной решетки и способ ее применения. Техническим результатом является повышение качества измерений в процессе многопараметрического измерения в глубоких скважинах. Система включает буровой инструмент, измеритель и передатчик данных. Буровой инструмент включает буровое долото, буровую штангу и буровой фазовращатель. Измеритель включает силоизмерительный участок и фотоэлектрическое вращающееся сочленение. Передатчик данных включает оптическое волокно и процессор сигналов. Силоизмерительный участок разделен на переднюю часть, оснащенную пазом, и заднюю часть, оснащенную ребром. Паз и ребро соответственно вместе оснащены датчиком на основе волоконной решетки. Оптическое волокно проходит до фотоэлектрического вращающегося сочленения по внутренней части буровой штанги с целью передачи спектральной информации на процессор сигналов. При применении измерительной системы для сброса скважинного давления буровой инструмент обеспечивает бурение с помощью бурового долота. Измеритель выполняет замер крутящего момента, скорости вращения, усилия подачи при бурении и глубины бурового долота в скважине, эти данные передаются на процессор сигналов. По мере бурения с помощью буровой штанги для выполнения измерений в ходе бурения такие штанги последовательно соединяются. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 9 ил.
Description
Область техники изобретения
[0001] Настоящее изобретение относится к области технологии шахтных подземных измерений во время бурения, а конкретно - к многопараметрической придолотной измерительной системе на основе волоконной решетки и способу ее применения.
Уровень техники изобретения
[0002] При подземных горных работах в шахте предотвращение горных ударов - это ключ к обеспечению безопасности добычи. В качестве важного технического подхода к предотвращению горного удара широко применяется сброс забойного давления. Успешность эффекта сброса давления зависит от правильного подбора параметров такого сброса по нагрузке на угольную массу. В настоящее время показания нагрузки на угольную массу главным образом получают за счет проведения полевого нагрузочного испытания. С учетом гистерезиса при измерении вторичного напряжения при повторном бурении измерение во время бурения может обеспечивать получение параметра бурения и расчет напряжения угольной массы при выполнении скважины сброса давления, за счет чего осуществляется регулирование параметра сброса давления и достигается оптимальный эффект такого сброса.
[0003] Технология измерения во время бурения, существующая на данный момент в областях газодобычи, геологической разведки, угледобычи и т.д., включает в себя существующие патентные документы [патентный документ 1]: патент Китая 201358711Y; [патентный документ 2]: патент Китая 107503734A.
[0004] В патентном документе 1 раскрывается бур с функцией измерения во время бурения, который включает в себя силовой агрегат, трансмиссионный вал, коробку передач, шасси, гидрораспределительный шкаф, шестигранную ведущую трубу, корпус головки, поперечную балку, вертикальный вал, шток поршня и гидроцилиндр. В нижней части вертикального вала соосно установлен моментометр, на поперечной балке установлены измеритель скорости вращения и измеритель сдвига, а в гидрораспределительном шкафу располагается измеритель давления масла. Моментометр, измерители давления масла, скорости вращения и сдвига реализуются за счет соответствующего датчика и схемной платы. На каждой схемной плате установлен Bluetooth-модуль. На буре располагается конструкция измерителя. Поскольку в процессе бурения на буровую штангу оказывается давление прилегающими скважинными породами, крутящий момент, замеряемый конструкцией измерителя, представляет собой сумму крутящих моментов, воспринимаемых долотом и буровой штангой, и по мере увеличения глубины бурения ее погрешность возрастает.
[0005] В патентном документе 2 раскрывается зонд для измерения во время шахтного бурения, который включает в себя крышку, опору в сборе, гаситель в сборе, объединение матриц, наружную трубу и верхнюю мачту в сборе. Передняя часть опоры в сборе соединена с торцевой крышкой, гаситель смонтирован в месте расположения резьбового отверстия центрального вала опоры в сборе, один конец наружной трубы смонтирован на заднем конце этой опоры, а верхняя мачта в сборе установлена на другом конце наружной трубы, и объединение матриц установлено на колоночном соединителе гасителя в сборе на заднем торце. Это устройство имеет сложную конструкцию и затратно в использовании и техническом обслуживании. Кроме того, это устройство подвержено воздействию множества факторов помех при передаче сигналов.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0006] Настоящее изобретение предлагается для решения следующей технической проблемы.
[0007] В процессе бурения, а в особенности в процессе сброса давления при подземной добыче необходимо измерять такой параметр бурения, как положение долота в режиме реального времени, для определения нагрузки на угольную массу в этом месте, а также для установления факта того, что сброс давления из скважины обеспечивает нужный эффект. В существующем образце бура с измерением во время бурения, например, в патентном документе 1, крутящий момент и усилие подачи при бурении измеряются в положении за пределами расположения бура в скважине. Однако измеряемый крутящий момент должен быть представлен показателем, измеренным в месте расположения бура, а на усилие подачи при бурении также может оказывать отрицательное воздействие сопротивление, например, сила трения буровой штанги. По мере увеличения глубины скважины возрастает погрешность измерений. Что касается патентного документа 2, если измерение выполняется с помощью зонда, то возникает неудобство выброса выбуренной породы при глубоком бурении, а также легко могут возникнуть помехи при передаче сигналов.
[0008] Для точного измерения крутящего момента, скорости вращения, давления подачи при бурении и параметра глубины скважины в придолотной зоне на основании параметров, измеряемых в режиме реального времени, определяют воздействие сброса давления из скважины. Кроме того, требуется избежать возникновения погрешности на большом удалении бурового долота от буровой штанги при глубоком бурении, а также одновременно обеспечить удобство выброса выбуренной породы в скважине для предотвращения возникновения помех для сигналов. Согласно настоящему изобретению предлагается многопараметрическая придолотная измерительная система на основе волоконной решетки и способ ее применения, реализуемые за счет следующих конкретных решений.
[0009] Многопараметрическая придолотная измерительная система на основе волоконной решетки включает в себя буровой инструмент, измеритель и передатчик данных. Буровой инструмент включает в себя буровое долото, буровую штангу и буровой фазовращатель. Буровой инструмент обеспечивает бурение с помощью бурового долота. Измеритель включает в себя силоизмерительный участок и фотоэлектрическое вращающееся сочленение. Силоизмерительный участок измерителя соединяется с буровым долотом и обеспечивает измерение крутящего момента, скорости вращения, усилия подачи при бурении и параметра глубины долота в скважине. Передатчик данных включает в себя оптическое волокно и процессор сигналов. Оптическое волокно передатчика данных передает параметры измерений на процессор сигналов, который принимает эти параметры и сохраняет их. Задняя часть бурового долота имеет резьбовое соединение с силоизмерительным участком, а задняя часть силоизмерительного участка - резьбовое соединение с буровой штангой, причем буровая штанга проходит через буровой фазовращатель, а задняя часть этой штанги соединена с фотоэлектрическим вращающимся сочленением, которое, в свою очередь, соединено с буровым фазовращателем посредством направляющей. Силоизмерительный участок включает в себя переднюю часть, на которой имеется паз, а также заднюю часть, на которой имеется ребро, и этот паз и ребро смонтированы воедино. Между передней поверхностью ребра задней части силоизмерительного участка и контактной поверхностью его передней части расположен датчик измерения подачи на основе волоконной решетки, а вдоль ребра расположен моментометрический датчик на основе волоконной решетки. Буровая штанга соединена с ротором фотоэлектрического вращающегося сочленения, а статор этого сочленения - с процессором сигналов.
[0010] Предпочтительно, чтобы передняя часть силоизмерительного участка соединялась с буровым долотом с помощью резьбы и крепежного шлица, его задняя часть соединялась с буровой штангой с помощью резьбы и крепежного шлица, а силоизмерительный участок и буровое долото были одинаковой длины.
[0011] Предпочтительно, чтобы монтажный паз для размещения моментометрического датчика на основе волоконной решетки располагался на ребре задней части силоизмерительного участка и на пазе передней части этого участка соответственно. Датчик измерения подачи на основе волоконной решетки имеет кольцевую форму и устанавливается на передний конец монтажного паза ребра задней части силоизмерительного участка.
[0012] Также предпочтительно, чтобы расположение передней и задней частей силоизмерительного участка относительно друг друга определялось обжимом по оси буровой штанги.
[0013] Кроме того, предпочтительно, чтобы водонагнетающие отверстия располагались на буровом долоте, силоизмерительном участке и буровой штанге по оси в продольном направлении, а также чтобы эти отверстия сообщались друг с другом.
[0014] В способе многопараметрического придолотного измерения на основе волоконной решетки используется вышеприведенная многопараметрическая придолотная измерительная система на основе волоконной решетки, и он включает в себя следующие этапы:
[0015] этап 1: определение положения скважины и сборка бурового инструмента, измерителя и передатчика данных;
[0016] этап 2: начало бурения и одновременное продвижение бурового долота, при котором задняя часть силоизмерительного участка сжимает датчик измерения подачи на основе волоконной решетки, а по оптическому волокну на процессор сигналов отправляются спектральные сигналы; вход ребра в паз для сжатия моментометрического датчика на основе волоконной решетки и отправка спектральных сигналов на процессор сигналов по оптическому волокну;
[0017] этап 3: перемещение фотоэлектрического вращающегося сочленения вдоль буровой штанги для подвода к буровому фазовращателю по направляющей, определение глубины скважины по длине оптического волокна, соединенного с буровой штангой внутри, а также определение скорости вращения бурового долота с помощью фотоэлектрического вращающегося сочленения;
[0018] этап 4: отсоединение первой буровой штанги от фотоэлектрического вращающегося сочленения, подсоединение второй буровой штанги так, чтобы задняя часть этой штанги соединилась с фотоэлектрическим вращающимся сочленением для продолжения бурения; регистрация процессором сигналов крутящего момента, скорости вращения, усилия подачи при бурении, а также параметра глубины бурового долота в скважине;
[0019] этап 4 повторяют до тех пор, пока скважина не будет пробурена полностью.
[0020] Помимо этого, предпочтительно, чтобы скважина была представлена скважиной сброса давления, а воздействие сброса давления определялось по крутящему моменту, скорости вращения, усилию подачи при бурении и параметром глубины бурового долота в скважине.
[0021] Настоящее изобретение имеет следующие положительные эффекты.
[0022] (1) Предлагается простая, экономная, эффективная и точная многопараметрическая придолотная система измерения на основе волоконной решетки для проведения точных измерений в режиме реального времени с помощью датчика на основе волоконной решетки. Для предотвращения возникновения погрешности при глубоком бурении, упрощения измерителя скважинных параметров, снижения затрат на производство такого устройства и увеличения эффективности измерения во время бурения предлагается силоизмерительный участок, устанавливаемый в придолотном положении за буровым долотом.
[0023] (2) Для определения воздействия сброса давления в скважине в месте расположения бурового долота во время бурения производится одновременное измерение нескольких параметров, таких как крутящий момент, скорость вращения и усилие подачи при бурении в отношении бурового долота, а также придолотная глубина скважины. За счет размещения датчика на основе волоконной решетки измерительная система может применяться в шахтах с высококалорийным газом. Датчик для измерений расположен в силоизмерительном участке и, следовательно, крутящий момент и усилие подачи бурильного долота могут быть измерены с большей точностью без воздействия со стороны стенки скважины и ее глубины.
[0024] Этот способ измерения также характеризуется простотой при работе, широкой применимостью, точностью измерений и т.д.
Краткое описание чертежей
[0025] ФИГ. 1 - принципиальная схема устройства многопараметрической придолотной измерительной системы на основе волоконной решетки согласно примеру 1.
[0026] ФИГ. 2 - принципиальная схема устройства силоизмерительного участка.
[0027] ФИГ. 3 - схематическое изображение конструкции силоизмерительного участка в разобранном виде.
[0028] ФИГ. 4 - принципиальная схема устройства монтажа датчика на силоизмерительном участке.
[0029] ФИГ. 5 - принципиальная схема устройства бурового долота.
[0030] ФИГ. 6 - принципиальная схема устройства бурового фазовращателя и фотоэлектрического вращающегося сочленения.
[0031] ФИГ. 7 - принципиальная схема устройства фотоэлектрического вращающегося сочленения.
[0032] ФИГ. 8 - принципиальная схема устройства многопараметрической придолотной измерительной системы на основе волоконной решетки согласно примеру 2.
[0033] ФИГ. 9 - схематическое изображение кривой обработки данных согласно примеру 3.
[0034] Расшифровка числовых обозначений на чертежах: 1 - буровой инструмент; 11 - буровое долото; 12 - буровая штанга; 13 - буровой фазовращатель; 14 - направляющая; 2 - измеритель; 21 - силоизмерительный участок; 211 - передняя часть силоизмерительного участка; 212 - задняя часть силоизмерительного участка; 213 - паз; 214 - ребро; 215 - датчик измерения подачи на основе волоконной решетки; 216 - моментометрический датчик на основе волоконной решетки; 22 - фотоэлектрическое вращающееся сочленение; 23 - источник питания; 3 - передатчик данных; 31 - оптическое волокно; 32 - процессор сигналов; 33 - информационная шина.
Подробное описание вариантов осуществления изобретения
[0035] Как показано на ФИГ. 1 и 9, согласно настоящему изобретению предлагается многопараметрическая придолотная измерительная система на основе волоконной решетки и способ ее применения, реализуемые за счет следующих конкретных решений.
[0036] Измеритель параметра бурового долота главным образом расположен в месте нахождения бура, благодаря чему скорость вращения, крутящий момент и усилие подачи буровой штанги измеряются именно в этом месте. Однако по мере удлинения буровой штанги ее параметры в месте нахождения бурового долота и бура сильно отличаются во время фактического процесса бурения. Для точного определения придолотных параметров при глубоком бурении предлагаются параметрическая придолотная измерительная система и способ измерения.
[0037] Пример 1
[0038] В этом примере предлагается многопараметрическая придолотная измерительная система на основе волоконной решетки, которая включает в себя, в частности, буровой инструмент 1, измеритель 2 и передатчик данных 3. Буровой инструмент 1 обеспечивает возможность штатного бурения буровым долотом и буровой штангой. Измеритель 2 может измерять несколько параметров, например, крутящий момент, скорость вращения, усилие подачи при бурении и глубину бурового долота в скважине. Передатчик данных 3 обеспечивает передачу данных в режиме реального времени и обработку этих данных в процессе работы бура. Система выполняет точные измерения в режиме реального времени с помощью датчика на основе волоконной решетки. Для предотвращения возникновения погрешности при глубоком бурении, упрощения измерителя скважинных параметров, снижения затрат на производство такого устройства и увеличения эффективности измерения во время бурения предлагается силоизмерительный участок, устанавливаемый в придолотном положении за буровым долотом.
[0039] Буровой инструмент 1 включает в себя буровое долото 11, буровую штангу 12 и буровой фазовращатель 13. Буровой инструмент 1 обеспечивает бурение с помощью бурового долота 11. Задняя часть буровой штанги 12 соединена с буровым фазовращателем, а передняя ее часть - с буровым долотом посредством силоизмерительного участка. Измеритель 2 включает в себя силоизмерительный участок 21 и фотометрическое вращающееся сочленение 22. Силоизмерительный участок 21 измерителя 2 соединен с буровым долотом 11 и контролирует крутящий момент, скорость вращения, усилие подачи при бурении и параметр глубины бурового долота в скважине, а фотоэлектрическое вращающееся сочленение 22 упрощает передачу данных в процессе работы бура. Передатчик данных 3 включает в себя оптическое волокно 31 и процессор сигналов 32. Оптическое волокно передатчика данных 3 передает параметры измерений на процессор сигналов, который принимает, обрабатывает спектральную информацию и сохраняет параметры измерений.
[0040] Характерная структура соединений системы представлена на ФИГ. 1-7. При рассмотрении направления бурения бурового долота 11 как передней части этого долота его задняя часть имеет резьбовое соединение с силоизмерительным участком 21, а задняя часть силоизмерительного участка 21 - резьбовое соединение с буровой штангой, причем буровая штанга 12 проходит через буровой фазовращатель, который проталкивает буровое долото для бурения, а задняя часть этой штанги соединена с фотоэлектрическим вращающимся сочленением 22, которое, в свою очередь, соединено с буровым фазовращателем 13 посредством направляющей, и фотоэлектрическое вращающееся соединение 22 перемещается по этой направляющей. Силоизмерительный участок 21 включает в себя переднюю часть 211, на которой имеется паз 213, а также заднюю часть 212, на которой имеется ребро 214, и эти ребро 214 и паз 213 смонтированы воедино. Между передней поверхностью ребра 214 задней части силоизмерительного участка и контактной поверхностью ее передней части расположен датчик измерения подачи на основе волоконной решетки для измерения усилия подачи при бурении в месте нахождения бурового долота, а вдоль ребра 214 расположен моментометрический датчик на основе волоконной решетки 216 для измерения крутящего момента бурового долота. Буровая штанга 12 соединена с ротором фотоэлектрического вращающегося сочленения 22, а статор этого сочленения - с процессором сигналов. Фотоэлектрическое вращающееся сочленение 22 может измерять скорость вращения бура и определять глубину скважины на основе показаний буровой штанги.
[0041] Характерная конструкция силоизмерительного участка 21 такова: передняя часть силоизмерительного участка соединяется с буровым долотом с помощью резьбы и крепежного шлица, причем резьба используется для их соединения, а крепежный шлиц - для предотвращения их расцепления вследствие вращения бура или осевого смещения буровой штанги; задняя часть силоизмерительного участка 21 соединяется с буровой штангой с помощью резьбы и крепежного шлица, а силоизмерительный участок и буровое долото имеют одинаковую длину и, таким образом, обеспечивается дополнительная гарантия точности измерений. Монтажный паз располагается на ребре задней части силоизмерительного участка 212 и пазе его передней части 211 соответственно для монтажа моментометрического датчика на основе волоконной решетки 216, причем монтажный паз конкретно расположен на поверхности ребра, плотно прижимаемой к пазу, т.е., радиальной поверхности ребра по направлению вращения бурового долота при бурении в случае вращения этого ребра. Датчик измерения подачи на основе волоконной решетки 215 имеет кольцевую форму и устанавливается на передний конец монтажного паза ребра задней части силоизмерительного участка 212. Дополнительно на всех монтажных пазах устанавливается водонепроницаемое уплотнение, а вдоль паза - уплотнительная лента. Расположение передней 211 и задней 212 частей силоизмерительного участка относительно друг друга определяется обжимом по оси буровой штанги. Передняя 211 и задняя 212 части силоизмерительного участка замыкаются по оси за счет обжима для предотвращения расцепления этих частей при извлечении бурового долота.
[0042] На буровом долоте 11, силоизмерительном участке 21 и буровой штанге 12 по оси в продольном направлении расположены водонагнетающие отверстия для охлаждения бурового долота и буровой штанги в процессе бурения, а также эти отверстия сообщаются друг с другом. Кроме того, вдоль силоизмерительного участка и буровой штанги проходит оптическое волокно 31, и канал для этого волокна может располагаться внутри. Оптическое волокно 31 между буровыми штангами 12 соединяется быстроразъемным соединителем. Во время бурения оптическое волокно 31 может вращаться вместе с буровой штангой 12. Оптическое волокно на заднем конце последней секции буровой штанги обеспечивает передачу данных через фотоэлектрическое вращающееся соединение 22, подключенное к процессору сигналов 32.
[0043] Предлагается способ многопараметрического придолотного измерения на основе волоконной решетки, в котором используется вышеприведенная многопараметрическая придолотная измерительная система на основе волоконной решетки. Способ включает в себя следующие этапы.
[0044] Этап 1: определение положения скважины, а конкретно - определение положения скважины посредством подготовки к измерениям и одновременной сборки бурового инструмента, измерителя и передатчика данных.
[0045] Этап 2: начало бурения и одновременное продвижение бурового долота, при котором задняя часть силоизмерительного участка сжимает датчик измерения подачи на основе волоконной решетки, а по оптическому волокну на процессор сигналов отправляются спектральные сигналы; вход ребра в паз для сжатия моментометрического датчика на основе волоконной решетки и отправка спектральных сигналов на процессор сигналов по оптическому волокну.
[0046] Этап 3: перемещение фотоэлектрического вращающегося сочленения вдоль буровой штанги для подвода к буровому фазовращателю по направляющей, определение глубины скважины по длине оптического волокна, соединенного с буровой штангой внутри, а также определение скорости вращения бурового долота с помощью фотоэлектрического вращающегося сочленения.
[0047] этап 4: отсоединение первой буровой штанги от фотоэлектрического вращающегося сочленения, подсоединение второй буровой штанги так, чтобы задняя часть этой штанги соединилась с фотоэлектрическим вращающимся сочленением для продолжения бурения; регистрация процессором сигналов крутящего момента, скорости вращения, усилия подачи при бурении, а также параметра глубины бурового долота в скважине.
[0048] Этап 4 повторяют до тех пор, пока скважина не будет пройдена полностью.
[0049] Вышеприведенная скважина представлена скважиной сброса давления, а воздействие сброса давления определяется по крутящему моменту, скорости вращения, усилию подачи при бурении и параметром глубины бурового долота в скважине.
[0050] Пример 2
[0051] В этом примере приводится многопараметрическая придолотная измерительная система на основе тензометрического датчика. Как представлено на ФИГ. 8, в частности, волоконная решетка заменена тензометрическим датчиком. Несмотря на то, что тензометрический датчик уступает по характеристикам оптической решетке, с его помощью также может обеспечиваться достижение цели настоящего изобретения на основании промышленного образца и всей конструкции настоящего изобретения.
[0052] Предлагается многопараметрическая придолотная измерительная система на основе тензометрического датчика, включающая в себя буровой инструмент, измеритель и передатчик данных. Буровой инструмент включает в себя буровое долото, буровую штангу и буровой фазовращатель. Буровой инструмент обеспечивает бурение с помощью бурового долота. Измеритель включает в себя силоизмерительный участок и фотоэлектрическое вращающееся сочленение. Силоизмерительный участок измерителя соединяется с буровым долотом и обеспечивает измерение крутящего момента, скорости вращения, усилия подачи при бурении и параметра глубины долота в скважине. Передатчик данных включает в себя информационную шину и процессор сигналов. Оптическое волокно передатчика данных передает параметры измерений на процессор сигналов, который принимает, обрабатывает спектральную информацию от тензометрического датчика и сохраняет параметры измерений. Задняя часть бурового долота имеет резьбовое соединение с силоизмерительным участком, а задняя часть силоизмерительного участка - резьбовое соединение с буровой штангой, причем буровая штанга проходит через буровой фазовращатель, а задняя часть этой штанги соединена с фотоэлектрическим вращающимся сочленением, которое, в свою очередь, соединено с буровым фазовращателем посредством направляющей. Силоизмерительный участок включает в себя переднюю часть, на которой имеется паз, а также заднюю часть, на которой имеется ребро, и этот паз и ребро смонтированы воедино. Между передней поверхностью ребра задней части силоизмерительного участка и контактной поверхностью его передней части расположен тензометрический датчик измерения подачи, а вдоль ребра расположен тензометрический датчик крутящего момента. Буровая штанга соединена с ротором фотоэлектрического вращающегося сочленения, а статор этого сочленения - с процессором сигналов так, чтобы на этот процессор передавались спектральные сигналы.
[0053] Передняя часть силоизмерительного участка соединена с буровым долотом с помощью резьбы и крепежного шлица, его задняя часть соединена с буровой штангой с помощью резьбы и крепежного шлица, а силоизмерительный участок и буровое долото имеют одинаковую длину. Монтажный паз для размещения тензометрического датчика крутящего момента располагается на ребре задней части силоизмерительного участка и на пазу передней части этого участка соответственно. Тензометрический датчик измерения подачи имеет кольцевую форму и устанавливается на передний конец монтажного паза ребра задней части силоизмерительного участка. В силоизмерительном участке расположен источник питания для подачи питания на тензометрический датчик крутящего момента и тензометрический датчик измерения подачи. В частности, тензометрический датчик крутящего момента расположен в монтажном пазу, а монтажный паз - на поверхности ребра, плотно прижатой к пазу, т.е., на радиальной поверхности ребра по направлению вращения бурового долота. Расположение передней и задней частей силоизмерительного участка относительно друг друга определяется обжимом по оси буровой штанги. Водонагнетающие отверстия располагаются на буровом долоте, силоизмерительном участке и буровой штанге по оси в продольном направлении, а также эти отверстия сообщаются друг с другом.
[0054] Пример 3
[0055] В этом примере способ многопараметрического придолотного измерения далее будет описан на основании примера 1 или 2, и положительные эффекты настоящего изобретения далее будут описаны в привязке к сбросу давления в скважине.
[0056] В шахте вентиляционный штрек главной воздуховыводящей выработки западного крыла выводится от главной воздуховыводящей станции этого крыла и путем выемки подводится до 1305 траверсы по азимуту 256° с подъемом 3°, проходит через зону оксидирования воздуха, последовательно через разломы F11 и F1, после чего по туннелю проходит по азимуту 220° и кровле угольного пласта 3, а затем - через разлом F3 для соединения с воздуховыводящим каналом участка 2. При прокладке туннеля для штрека зона возле разлома подвергается повышенному осевому давлению. Ввиду слабой несущей способности прилегающих пород штрека смещение перегруженной кровли штрека с разломом с легкостью приводит к неустойчивости системы прилегающих пород штрека, в результате чего возникает определенная степень угрозы горного удара. При прохождении через разлом наложение повышенного осевого давления и тектонических напряжений провоцирует начало разлома, что приводит к сильному высвобождению энергии вследствие быстрого сдвига разлома, а также провоцирует неустойчивость зоны этого разлома, а также прилегающих пород сверху и снизу, что приводит к высокому риску горного удара.
[0057] При использовании скважины со сбросом давления в зоне риска горного удара в вышеприведенном штреке в головной части выполняются две скважины с интервалом 2 м, диаметром 110 мм и на расстоянии 1,2 м от подошвы выработки, и скважину обязательно располагают в средней части угольного пласта. Глубина скважины в головной части и со стороны штрека составляет 20 м. Следующий этап бурения выполняется после доведения штрека до 8 м, т.е. когда расстояние от дна скважины составляет 12 м. Бурение выполнят одновременно с подведением. Поскольку длина скважины составляет 20 м, для выполнения сброса давления требуется использование секций буровых штанг в количестве от 10 и более штук. Кроме того, по мере сброса скважинного давления глубина скважины увеличивается и, следовательно, сложно определить нагрузку в месте нахождения бурового долота. Следовательно, становится невозможно выполнять дальнейшую регулировку параметров сброса скважинного давления.
[0058] Применение вышеприведенного способа многопараметрического придолотного измерения включает в себя следующие этапы:
[0059] Этап 1: определение положения скважины, а конкретно - определение положения скважины посредством подготовки к измерениям, определение, что расстояние от скважины до почвы пласта составляет 1,2 м, а интервал - 2 м, и одновременной сборки бурового инструмента, измерителя и передатчика данных для подготовки к сбросу скважинного давления.
[0060] Этап 2: начало бурения и одновременное продвижение бурового долота, при котором задняя часть силоизмерительного участка сжимает датчик измерения подачи (датчик измерения подачи на основе волоконной решетки или тензометрический датчик измерения подачи), а через буровую штангу на процессор сигналов отправляются сигналы измеряемых параметров; вход ребра в паз для сжатия моментометрического датчика (моментометрического датчика на основе волоконной решетки или тензометрического датчика крутящего момента) и отправка параметрической информации на процессор сигналов, который выполняет ее обработку и сохранение.
[0061] Этап 3: перемещение фотоэлектрического вращающегося сочленения вдоль буровой штанги для подвода к буровому фазовращателю по направляющей, определение глубины скважины по длине оптического волокна, соединенного с буровой штангой внутри, а также определение скорости вращения бурового долота с помощью фотоэлектрического вращающегося сочленения.
[0062] Этап 4: отсоединение первой буровой штанги от фотоэлектрического вращающегося сочленения, подсоединение второй буровой штанги так, чтобы задняя часть этой штанги соединилась с фотоэлектрическим вращающимся сочленением для продолжения бурения; повтор этапа 4 до тех пор, пока скважина не будет пройдена полностью.
[0063] Процессор сигналов регистрирует крутящий момент, скорость вращения, усилие подачи при бурении и параметр глубины бурового долота в скважине. Сопоставление кривой распространения нагрузок с крутящим моментом, скоростью вращения, усилием подачи при бурении и параметром глубины бурового долота в скважине приведено на ФИГ. 9.
[0064] По крутящему моменту, скорости вращения, усилию подачи при бурении и параметру глубины бурового долота в скважине устанавливается концентрация напряжений в прилегающих породах штрека. Как представлено на ФИГ., в прилегающих породах штрека все еще присутствует концентрация напряжений, и, таким образом, требуется сброс скважинного давления. Может быть выбрана длина скважины для сброса давления, равная 14 м, для обеспечения лучшего сброса давления в зоне концентрации напряжений, что позволяет снизить эксплуатационные расходы.
[0065] Разумеется, вышеприведенное описание не имеет целью ограничение настоящего изобретения, а также настоящее изобретение не ограничивается исключительно вышеприведенными примерами. Изменения, модификации, дополнения или замены, производимые специалистами в области техники в рамках объема и сущности настоящего изобретения, должны входить в объем правовой охраны настоящего изобретения.
Claims (21)
1. Многопараметрическая придолотная измерительная система на основе волоконной решетки, отличающаяся тем, что включает в себя буровой инструмент, измеритель и передатчик данных, при этом буровой инструмент включает в себя буровое долото, буровую штангу и буровой фазовращатель,
буровой инструмент обеспечивает бурение с помощью бурового долота;
измеритель включает в себя силоизмерительный участок и фотоэлектрическое вращающееся сочленение;
силоизмерительный участок измерителя соединяется с буровым долотом и обеспечивает измерение крутящего момента, скорости вращения, усилия подачи при бурении и параметра глубины долота в скважине;
передатчик данных включает в себя оптическое волокно и процессор сигналов;
оптическое волокно передатчика данных передает параметры измерений на процессор сигналов, который принимает, обрабатывает и сохраняет их;
задняя часть бурового долота имеет резьбовое соединение с силоизмерительным участком, а задняя часть силоизмерительного участка - резьбовое соединение с буровой штангой, причем буровая штанга проходит через буровой фазовращатель, а задняя часть этой штанги соединена с фотоэлектрическим вращающимся сочленением, которое, в свою очередь, соединено с буровым фазовращателем посредством направляющей;
силоизмерительный участок включает в себя переднюю часть, на которой имеется паз, а также заднюю часть, на которой имеется ребро, и этот паз и ребро смонтированы воедино;
между передней поверхностью ребра задней части силоизмерительного участка и контактной поверхностью его передней части расположен датчик измерения подачи на основе волоконной решетки, а вдоль ребра расположен моментометрический датчик на основе волоконной решетки;
буровая штанга соединена с ротором фотоэлектрического вращающегося сочленения, а статор этого сочленения - с процессором сигналов.
2. Система по п. 1, отличающаяся тем, что передняя часть силоизмерительного участка соединена с буровым долотом с помощью резьбы и крепежного шлица, его задняя часть соединена с буровой штангой с помощью резьбы и крепежного шлица, а силоизмерительный участок и буровое долото имеют одинаковую длину.
3. Система по п. 2, отличающаяся тем, что монтажный паз располагается на ребре задней части силоизмерительного участка и пазе его передней части, соответственно, для монтажа моментометрического датчика на основе волоконной решетки, при этом датчик измерения подачи на основе волоконной решетки имеет кольцевую форму и устанавливается на передний конец монтажного паза ребра задней части силоизмерительного участка.
4. Система по п. 3, отличающаяся тем, что расположение передней и задней частей силоизмерительного участка относительно друг друга определяется обжимом по оси буровой штанги.
5. Система по п. 3, отличающаяся тем, что водонагнетающие отверстия располагаются на буровом долоте, силоизмерительном участке и буровой штанге по оси в продольном направлении, а также эти отверстия сообщаются друг с другом.
6. Способ многопараметрического придолотного измерения на основе волоконной решетки, в котором используется вышеприведенная система по любому из пп. 1-5, отличающийся тем, что включает в себя следующие этапы:
этап 1: определение положения скважины и сборка бурового инструмента, измерителя и передатчика данных;
этап 2: начало бурения и одновременное продвижение бурового долота, при котором задняя часть силоизмерительного участка сжимает датчик измерения подачи на основе волоконной решетки, а по оптическому волокну на процессор сигналов отправляются спектральные сигналы; вход ребра в паз для сжатия моментометрического датчика на основе волоконной решетки и отправка спектральных сигналов на процессор сигналов по оптическому волокну;
этап 3: перемещение фотоэлектрического вращающегося сочленения вдоль буровой штанги для подвода к буровому фазовращателю по направляющей, определение глубины скважины по длине оптического волокна, соединенного с буровой штангой внутри, а также определение скорости вращения бурового долота с помощью фотоэлектрического вращающегося сочленения;
этап 4: отсоединение первой буровой штанги от фотоэлектрического вращающегося сочленения, подсоединение второй буровой штанги так, чтобы задняя часть этой штанги соединилась с фотоэлектрическим вращающимся сочленением для продолжения бурения; регистрация процессором сигналов крутящего момента, скорости вращения, усилия подачи при бурении, а также параметра глубины бурового долота в скважине;
этап 4 повторяют до тех пор, пока скважина не будет пробурена полностью.
7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что скважина представлена скважиной сброса давления, а воздействие сброса давления определяется по крутящему моменту, скорости вращения, усилию подачи при бурении и параметром глубины бурового долота в скважине.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911321507.6A CN111119859B (zh) | 2019-12-20 | 2019-12-20 | 一种基于光纤光栅的近钻头多参数测量系统及方法 |
| CNCN201911321507.6 | 2019-12-20 | ||
| PCT/CN2020/080819 WO2021031560A1 (zh) | 2019-12-20 | 2020-03-24 | 一种基于光纤光栅的近钻头多参数测量系统及方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2756615C1 true RU2756615C1 (ru) | 2021-10-04 |
Family
ID=70500444
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021100985A RU2756615C1 (ru) | 2019-12-20 | 2020-03-24 | Наддолотная многопараметрическая измерительная система на основе волоконной решетки и способ ее применения |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111119859B (ru) |
| RU (1) | RU2756615C1 (ru) |
| WO (1) | WO2021031560A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2801729C1 (ru) * | 2022-12-21 | 2023-08-15 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Геонавигационный комплекс, совмещённый с наддолотным модулем для измерения силовых параметров |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115901054A (zh) * | 2022-11-25 | 2023-04-04 | 西南石油大学 | 一种钻柱动力检测系统及其检测方法 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2213328C2 (ru) * | 1996-09-09 | 2003-09-27 | Блю Роуд Рисерч, Инк. | Система датчиков поперечной деформации на основе волоконно-оптических решеток |
| CN2791245Y (zh) * | 2003-10-21 | 2006-06-28 | 辽河石油勘探局 | 钻井井下随钻机械参数测量仪 |
| CN201891410U (zh) * | 2010-12-15 | 2011-07-06 | 山东大学 | 实时记录钻机钻头转速参数的装置 |
| RU146605U1 (ru) * | 2014-07-02 | 2014-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ПетроФайбер" | Волоконно-оптический датчик давления |
| RU2620324C1 (ru) * | 2013-07-08 | 2017-05-24 | Чайна Юниверсити Оф Майнинг Энд Текнолоджи | Выполненная на основе решетки волоконно-оптическая система текущего контроля и измерения температуры и соответствующий способ для выработанного пространства действующего забоя при добыче угля в угольной шахте |
| EA027850B1 (ru) * | 2011-08-26 | 2017-09-29 | Оптасенс Холдингз Лимитед | Способ определения ориентации перфорирования |
| RU2645312C1 (ru) * | 2014-06-27 | 2018-02-20 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Измерение микрозаклиниваний и проскальзываний забойного двигателя c использованием волоконно-оптических датчиков |
| CN110219663A (zh) * | 2019-06-26 | 2019-09-10 | 中国铁建重工集团股份有限公司 | 钻机结构和工程车 |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4608861A (en) * | 1984-11-07 | 1986-09-02 | Macleod Laboratories, Inc. | MWD tool for measuring weight and torque on bit |
| US5386724A (en) * | 1993-08-31 | 1995-02-07 | Schlumberger Technology Corporation | Load cells for sensing weight and torque on a drill bit while drilling a well bore |
| US6068394A (en) * | 1995-10-12 | 2000-05-30 | Industrial Sensors & Instrument | Method and apparatus for providing dynamic data during drilling |
| US6547016B2 (en) * | 2000-12-12 | 2003-04-15 | Aps Technology, Inc. | Apparatus for measuring weight and torque on drill bit operating in a well |
| CN2700558Y (zh) * | 2004-01-05 | 2005-05-18 | 辽河石油勘探局 | 定向钻井井下机械参数测量仪 |
| US8336400B2 (en) * | 2009-11-24 | 2012-12-25 | Saris Cycling Group, Inc. | Rear hub power meter for a bicycle |
| CN102288343B (zh) * | 2011-05-16 | 2012-10-03 | 辽宁工程技术大学 | 钻屑扭矩预测煤层冲击地压装置及其预测方法 |
| US9140114B2 (en) * | 2012-06-21 | 2015-09-22 | Schlumberger Technology Corporation | Instrumented drilling system |
| US9297248B2 (en) * | 2013-03-04 | 2016-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with a load sensor on the bit shank |
| CN104196448A (zh) * | 2014-08-04 | 2014-12-10 | 江西华煤重装有限公司 | 煤矿用智能在线深孔钻车 |
| JP5890566B1 (ja) * | 2015-07-24 | 2016-03-22 | 信也 馬場 | 標識付きボーリングロッド及びこれを活用したボーリング孔軌跡修正法 |
| CN106285631B (zh) * | 2016-09-28 | 2023-07-14 | 中国石油天然气集团有限公司 | 传感器内装式近钻头参数测量装置及其使用方法 |
| CN107727483B (zh) * | 2017-10-20 | 2023-12-22 | 南京大学（苏州）高新技术研究院 | 一种基于光纤光栅用于地基原位测试的贯入剪切装置及方法 |
| CN107677439A (zh) * | 2017-10-24 | 2018-02-09 | 河南理工大学 | 一种煤岩壁钻孔钻具扭转振动无线测试实验台 |
-
2019
- 2019-12-20 CN CN201911321507.6A patent/CN111119859B/zh active Active
-
2020
- 2020-03-24 WO PCT/CN2020/080819 patent/WO2021031560A1/zh active Application Filing
- 2020-03-24 RU RU2021100985A patent/RU2756615C1/ru active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2213328C2 (ru) * | 1996-09-09 | 2003-09-27 | Блю Роуд Рисерч, Инк. | Система датчиков поперечной деформации на основе волоконно-оптических решеток |
| CN2791245Y (zh) * | 2003-10-21 | 2006-06-28 | 辽河石油勘探局 | 钻井井下随钻机械参数测量仪 |
| CN201891410U (zh) * | 2010-12-15 | 2011-07-06 | 山东大学 | 实时记录钻机钻头转速参数的装置 |
| EA027850B1 (ru) * | 2011-08-26 | 2017-09-29 | Оптасенс Холдингз Лимитед | Способ определения ориентации перфорирования |
| RU2620324C1 (ru) * | 2013-07-08 | 2017-05-24 | Чайна Юниверсити Оф Майнинг Энд Текнолоджи | Выполненная на основе решетки волоконно-оптическая система текущего контроля и измерения температуры и соответствующий способ для выработанного пространства действующего забоя при добыче угля в угольной шахте |
| RU2645312C1 (ru) * | 2014-06-27 | 2018-02-20 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Измерение микрозаклиниваний и проскальзываний забойного двигателя c использованием волоконно-оптических датчиков |
| RU146605U1 (ru) * | 2014-07-02 | 2014-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ПетроФайбер" | Волоконно-оптический датчик давления |
| CN110219663A (zh) * | 2019-06-26 | 2019-09-10 | 中国铁建重工集团股份有限公司 | 钻机结构和工程车 |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2801729C1 (ru) * | 2022-12-21 | 2023-08-15 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Геонавигационный комплекс, совмещённый с наддолотным модулем для измерения силовых параметров |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2021031560A1 (zh) | 2021-02-25 |
| CN111119859A (zh) | 2020-05-08 |
| CN111119859B (zh) | 2020-11-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4491022A (en) | Cone-shaped coring for determining the in situ state of stress in rock masses | |
| US8087477B2 (en) | Methods and apparatuses for measuring drill bit conditions | |
| US6206108B1 (en) | Drilling system with integrated bottom hole assembly | |
| RU2330158C2 (ru) | Способ и устройство для сбора данных о скважинных характеристиках в процессе выполнения операции бурения | |
| US8640790B2 (en) | Apparatus, system and method for motion compensation using wired drill pipe | |
| US9429008B2 (en) | Measuring torque in a downhole environment | |
| RU2536069C2 (ru) | Устройство и способ определения скорректированной осевой нагрузки на долото | |
| CN111323331B (zh) | 一种基于定向钻机的煤层瓦斯含量测量装置及方法 | |
| RU2407888C2 (ru) | Устройство для управления бурением или колонковым каротажем и установка, содержащая такое устройство | |
| AU2024203253A1 (en) | Apparatus and method for measuring drilling parameters of a down-the-hole drilling operation for mineral exploration | |
| CN202215225U (zh) | 一种用于石油钻井钻压扭矩随钻测量的装置 | |
| CN103061753A (zh) | 一种随钻井下流量测量监测早期溢流的装置 | |
| CN102839969A (zh) | 一种用于石油钻井钻压扭矩随钻测量的装置 | |
| NO342045B1 (no) | Fremgangsmåte og anordning for å bestemme egenskaper ved en undergrunnsformasjon som gjennomskjæres av et borehull | |
| US20110108325A1 (en) | Integrating Multiple Data Sources for Drilling Applications | |
| WO1998017894A9 (en) | Drilling system with integrated bottom hole assembly | |
| CN113605886A (zh) | 一种深钻孔复杂环境局部壁面应力解除法测试系统 | |
| RU2756615C1 (ru) | Наддолотная многопараметрическая измерительная система на основе волоконной решетки и способ ее применения | |
| AU2017355273B2 (en) | Flexible collar for a rotary steerable system | |
| CN102817606A (zh) | 随钻井眼轨迹检测仪和随钻井眼轨迹检测监测方法 | |
| CN116591627A (zh) | 一种用于地应力测量的取芯钻具 | |
| CA1134257A (en) | System for measuring downhole drilling forces | |
| CN206753571U (zh) | 测量钻进时钻头压力的装置 | |
| CN201152170Y (zh) | 一种能测量井下钻具旋转速度和方向的短节 | |
| RU92908U1 (ru) | Комплексный скважинный прибор контроля перфорации скважин |