Буровое долото с датчиком нагрузки на хвостовике

Группа изобретений относится к буровым долотам, буровому устройству и способу оснащения бурового долота. Технический результат заключается в обеспечении непосредственного воздействия силы на датчик. Буровое долото включает корпус долота, имеющий режущую секцию, хвостовик, прикрепленный к режущей секции, и присоединительную секцию. Буровое долото также включает чувствительный элемент в контакте с поверхностью хвостовика, механизм изменяемой длины, включающий по меньшей мере одну опору, контактирующую с чувствительным элементом и предназначенную для его крепления к поверхности хвостовика, и по меньшей мере один датчик на чувствительном элементе, обеспечивающий сигнал в ответ на изгибающий момент чувствительного элемента или вес, воздействующий на чувствительный элемент. 4 н. и 16 з.п. ф-лы, 6 ил.

 

Притязания на приоритет

Настоящая заявка претендует на приоритет патентной заявки US 13/784116 на "Буровое долото с датчиком нагрузки на хвостовике ", поданной 4 марта 2013 г.

Область техники

Настоящее изобретение относится к области буровых долот, имеющих в долоте датчики нагрузки и крутящего момента, и устройствам и способам для использования таких долот для бурения стволов скважин.

Уровень техники

В бурении нефтяных скважин (стволов скважин) используется бурильная колонна, включающая трубчатый элемент, имеющий буровой снаряд (также называется компоновкой низа бурильной колонны, или "КНБК"). Буровое долото прикреплено снизу к КНБК. Буровое долото вращают вращением бурильной колонны или двигателем в КНБК с целью разрушения подземной породы для бурения ствола скважины. КНБК включает устройства и датчики для получения информации о различных параметрах, относящихся к процессу бурения (также называются "параметрами режима бурения"), режиму работы КНБК (также называются "параметрами КНБК") и породе, окружающей пробуриваемый ствол скважины (также называются "характеристики пласта"). Датчики также устанавливаются в буровом долоте для получения информации о ряде параметров. Предлагалось устанавливать в буровом долоте датчики веса и крутящего момента. Такие датчики, однако, обычно устанавливаются так, что получаемый от них сигнал не характеризует непосредственно приложенную к долоту силу.

В настоящем раскрытии описывается буровое долото, включающее датчик нагрузки, вырабатывающий сигналы, зависящие от силы, непосредственно воздействующей на датчики. Используемый здесь термин "сила" относится к весу, крутящему моменту и давлению на долото.

Раскрытие изобретения

Согласно одной особенности, описано долото, которое, в одном варианте выполнения, может включать: корпус долота, имеющий режущую секцию, хвостовик, прикрепленный к режущей секции, и присоединительную секцию (сужение/шейка); чувствительный элемент, в контакте (соприкасающийся) с поверхностью хвостовика; и по меньшей мере один датчик на чувствительном элементе, при этом по меньшей мере один датчик вырабатывает сигнал в ответ на изгибающий момент чувствительного элемента или вес, воздействующий на чувствительный элемент.

Согласно другой особенности, описан способ оснащения бурового долота, при осуществлении которого, в одном варианте выполнения: подготавливают буровое долото, включающий корпус долота, имеющий режущую секцию и хвостовик, соединенный с режущей секцией; формируют полость на наружной поверхности хвостовика; и прочно закрепляют в полости блок датчиков, включающий чувствительный элемент и по меньшей мере один датчик, установленный на чувствительном элементе, который вырабатывает сигналы, соответствующие изгибающему моменту чувствительного элемента для определения крутящего момента на долоте.

Приведенное выше обобщенное представление примеров некоторых признаков раскрытых здесь устройства и способа должно способствовать лучшему пониманию следующего далее подробного описания. Естественно, существуют дополнительные признаки устройства и способа, раскрытые ниже, которые формируют объект приложенной к раскрытию формулы.

Краткое описание чертежей

Для более детального изучения настоящего изобретения следует обратиться к приведенному далее подробному описанию, рассматриваемому совместно с приложенными чертежами, на которых одинаковые элементы имеют, как правило, одинаковые цифровые обозначения, и в которых:

на фиг. 1 схематически представлен пример выполнения буровой системы, выполненной с возможностью использования бурового долота, изготовленного согласно одному варианту выполнения настоящего изобретения;

на фиг. 2 представлено перспективное изображение частного примера бурового долота с вмонтированными одним или более датчиками нагрузки, изготовленными в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения;

на фиг. 3 представлен перспективный вид, показывающий размещение одного или более предварительно нагруженных датчиков в хвостовике частного варианта бурового долота, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения;

на фиг. 4 представлены датчик нагрузки и датчик давления, прикрепленные к хвостовику бурового долота, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения;

на фиг. 5 представлены датчики, включенные в мостовой схеме, которая может быть установлена на чувствительных элементах различной конфигурации, показанных на фиг. 4, для определения веса и крутящего момента; и

на фиг. 6 представлен блок датчиков на хвостовике, выполненный с возможностью проведения измерений веса и крутящего момента.

Осуществление изобретения

На фиг. 1 схематически представлен частный вариант буровой системы 100 для бурения стволов скважин, в которой могут использоваться раскрытые здесь буровые долота. На фиг. 1 показан ствол 110 скважины, включающий верхнюю секцию 111 с установленной в ней обсадной трубой 112, и нижнюю секцию 114, пробуриваемую бурильной колонной 118. Бурильная колонна 118 включает трубчатый элемент 116, на нижнем конце которого закреплена КНБК 130. Трубчатый элемент 116 может быть выполнен соединением секций бурильной трубы или из гибкой насосно-компрессорной колонны (НКТ). Буровое долото 150 присоединено к нижнему концу КНБК 130 для разрушения породы, для пробуривания ствола 110 заданного диаметра в породе 102. Термины ствол скважины и скважина используются здесь как синонимы.

Бурильная колонна 118 показана продвигаемой в ствол скважины 110 с буровой установки 180, находящейся на поверхности 167. Для простоты объяснений, в приведенном на фиг. 1 примере показана наземная буровая установка 180. Раскрытые здесь устройство и способы также могут быть использованы в морских буровых установках. Стол 169 ротора буровой установки, или верхний привод 169а, соединенные с бурильной колонной 118, могут быть использованы для вращения бурильной колонны 118 на поверхности для вращения бурового снаряда 130 и, тем самым, бурового долота 150, для пробуривания ствола 110 скважины. Для вращения бурового долота 150 также может использоваться буровой двигатель 155 (также называемый "забойным турбинным двигателем"), устанавливаемый в буровом снаряде. На поверхности 167 может быть установлен блок управления (или контроллер, или наземный контроллер) 190, в качестве которого может использоваться компьютеризированный прибор, для приема и обработки данных, передаваемых датчиками в буровом долоте 150 и другими датчиками в буровом снаряде 130, и для выборочного управления работой различных устройств и датчиков в буровом снаряде 130. Наземный контроллер 190, в одном варианте выполнения, может включать процессор 192, запоминающее устройство (или компьютерно-читаемую среду) 194 для хранения данных и компьютерных программ 196, доступных процессору 192 для исполнения содержащихся в них программных инструкций. Запоминающим устройством 194 может быть любое подходящее устройство, включающее, помимо прочих, постоянное запоминающее устройство (РЗУ), оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), флэш-память, магнитную ленту, твердый диск и оптический диск. Для бурения ствола 110 скважины, буровой раствор 179 нагнетается под давлением в трубчатый элемент 116. Буровой раствор 179 выпускается из нижней части бурового долота 150 и возвращается на поверхность по кольцевому пространству 119 (также называемому "затрубным пространством") между бурильной колонной 118 и внутренней стенкой 110а ствола 110 скважины.

Как показано на фиг. 1, буровое долото 150 имеет один или более датчиков 160 нагрузки и соответствующие электронные схемы 165, для оценки одного или более параметров или характеристик бурового долота 150, как это более подробно описано со ссылкой на фиг. 2-4. Буровой снаряд 130 может также включать один или более скважинных датчиков, также называемых датчиками измерений в процессе бурения (MWD - от англ. measurement-while-drilling) или датчиками каротажа во время бурения (LWD - от англ. logging-while-drilling), которые имеют общее обозначение 175. Буровой снаряд 130 также включает и узел управления (или контроллер) 170 для обработки данных, полученных от бурового долота 150 и MWD или LWD датчиков 175. Контроллер 170 может включать процессор 172, например, микропроцессор, запоминающее устройство 174 и программу 176 для использования процессором для обработки данных скважинных датчиков, и для обмена этими и другими данными с наземным контроллером 190 через узел 188 двухсторонней телеметрической связи. Запоминающим устройством 174 может быть любое подходящее запоминающее устройство, включая постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), флэш-память и дисковую память.

На фиг. 2 представлено перспективное изображение частного примера бурового долота 150, на котором показан блок 240 датчиков, включающий по меньшей мере один датчик нагрузки, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения. Буровое долото 150 имеет корпус 212 долота, включающий буровую коронку 212а и хвостовик 212b, и присоединительную секцию 212с. Буровая коронка 212а имеет несколько профилей 214а, 214b, …214n лопасти (также называемые здесь "профилями"). Вдоль каждого профиля размещено несколько резцов. Например, показанный профиль 214n лопасти содержит резцы 216а-216m. Видно, что все показанные профили заканчиваются на нижней поверхности бурового долота 215. Каждый резец имеет режущую поверхность или режущий элемент, например, режущий элемент 216а' резца 216а, который захватывает породу пласта, когда буровое долото 150 вращают при бурении ствола скважины, например ствола 110 скважины (фиг. 1). Каждый резец 216a-216m характеризуется передним углом в продольной плоскости и боковым передним углом, которые в совокупности определяют глубину резания этого резца. Согласно одной особенности, в блоке 240 датчиков находятся один или более датчиков 244, выполненных с возможностью проведения измерений осевой нагрузки на долото ("ОННД") и крутящего момента на долоте ("ТОВ" - от англ. torque on bit) при бурении ствола скважины. В блок 240 датчиков могут быть установлены и другие датчики, например датчики давления. Кроме того, буровое долото 150 может включать датчик вибрации, колебаний, изгиба, прерывистого движения, вихревого движения и др. Согласно одной особенности, датчик 242 нагрузки прикреплен к хвостовику 212с бурового долота 150, как это более подробно описано со ссылкой на фиг. 4. Для передачи сигналов от блока 240 датчиков к схеме 250 в корпусе долота, выполненной с возможностью обработки сигналов датчика, могут быть использованы проводники 242. Согласно одной особенности, схема 250 может быть помещена в присоединительную секцию 212с. Схема 250, согласно одной особенности, может включать схемы усиления и оцифровки сигналов от датчиков 244. Схема 250 может также включать процессор, выполненный с возможностью обработки сигналов датчика, в соответствии с программными инструкциями, доступными процессору. Сигналы датчика могут быть направлены для обработки в блок 170 управления в буровом снаряде. Схема 250, контроллер 170 и контроллер 140 могут обмениваться информацией друг с другом, используя любой способ связи.

На фиг. 3 показаны некоторые фрагменты хвостовика 212b, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения. Хвостовик 212b имеет сквозной канал 310 для подачи бурового раствора к буровой коронке 212а бурового долота 150, и одну или более круговых секций, окружающих канал 310, например, присоединительную секцию 312, среднюю секцию 314, и нижнюю секцию 316. Верхний конец хвостовика включает выемку 318. Резьба 319 на присоединительной секции 312 соединяет буровое долото с буровым снарядом 130 (фиг. 1). Согласно одной особенности, блок 240 датчиков может быть помещен в выемку или углубление 338 в секции 314 хвостовика 212b. Проводники 242 от датчиков 244 или любого другого датчика, например датчика давления, могут проходить к электрической схеме 250 в выемке 318. Схема 250 может быть соединена со скважинным контроллером 170 (фиг. 1) проводниками, проходящими от схемы 250 к контроллеру 170, или посредством акустической передачи ближнего действия между буровым долотом 150 и буровым снарядом 130 (фиг. 1). Согласно одной особенности, схема 250 может включать усилитель для усиления сигналов от датчиков 244, и аналого-цифровой преобразователь (АЦП) для оцифровки усиленных сигналов. Согласно другой особенности, сигналы датчиков могут быть оцифрованы без предварительного усиления. В блоке 240 датчиков могут помещаться как датчики 332 веса, так и датчики 334 крутящего момента. Датчики веса и крутящего момента также могут иметь отдельные корпуса и могут быть расположены в любом подходящем месте в буровом долоте 150.

На фиг. 4 представлено перспективное изображение секции 410 хвостовика 400, содержащей блок 440 датчиков, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения. В описываемой конструкции, показанной на фиг. 4, блок 440 датчиков помещен в полость 411, сформированную в секции 410 хвостовика. Доступ к блоку 440 датчиков обеспечивается через внешнее гнездо 420 внутри полости 411. После установки блока 440 датчиков в полость 411, для закупоривания полости 411 на нее может быть помещена крышка 425, прикрепляемая винтами 426a-426d. Блок 440 датчиков включает: первый чувствительный элемент 442, имеющий вертикальную секцию 442а, верхний изогнутый конец 442b и нижний изогнутый конец 442с; второй чувствительный элемент 444, имеющий вертикальную секцию 444а, верхний изогнутый конец 444b и нижний изогнутый конец 444с. Чувствительные элементы 442 и 444 могут быть выполнены из любого подходящего материала, например, металла, сплава или металлического материала. Чувствительные элементы 442 и 444 могут подвергаться изгибу при приложении к ним силы. Один или более датчиков, например, тензодатчиков, могут быть закреплены в одном или нескольких подходящих местах на чувствительных элементах 442 и 444. В описываемой конструкции чувствительного элемента 442, для закрепления на нем датчиков, например, тензодатчиков 447а, 447b, используются вырезы 443а и 443b вблизи верхнего и нижнего концов вертикальной секции 442а. Аналогично, чувствительный элемент 444 имеет вырезы 446а и 446b для закрепления на нем датчиков 449а и 449b. Такие датчики также могут быть прикреплены к другим местам на вертикальных секциях 442а и 444а, например, в средних частях таких секций.

Для измерения веса и крутящего момента на чувствительном элементе может быть использован любой подходящий датчик, включая, помимо прочих, тензодатчики. На фиг. 5 показаны датчики (тензодатчики), включенные в мост 500 Уитстона, которые могут быть использованы в блоке 440 датчиков. Показанный мост 500 Уитстона включает: датчики 502 и 504, и датчики 508 и 506, включенные в схеме друг против друга, образуя мост. Входное напряжение Vin приложено к точке 510а соединения между датчиками 502 и 506, и к точке 510b соединения между датчиками 504 и 506. Выходное напряжение Vout датчик 500 вырабатывает между точкой 512а соединения между датчиками 502 и 506, и точкой 512b соединения между датчиками 504 и 508. При воздействии на хвостовик либо сжимающей нагрузки, либо скручивающей нагрузки, в направлениях, показанных стрелкой 640, датчики 502 и 504 подвергаются сжатию, в то время как датчики 506 и 508 служат для температурной компенсации как при осевой нагрузке на долоте, так и при растяжении в случае воздействия на долото крутящего момента. Каждый такой датчик может быть прикреплен к соответствующему чувствительному элементу любым подходящим способом крепления. Каждый такой датчик может быть выполнен с использованием проводников, или в виде вытравленных элементов или другим известным в уровне техники способом.

Далее, со ссылкой на фиг. 4, приводится описание способа установки чувствительных элементов 442 и 444 в секции 410 хвостовика. В одной конструкции, в секции 410 хвостовика может быть сформирована вертикальная полость 450а так, чтобы внутри этой секции могла быть полностью или по меньшей мере частично помещена вертикальная секция 442а чувствительного элемента 442, в то время как верхний конец 442b и нижний конец 442с чувствительного элемента 442 оставались снаружи вертикальной полости 450а. Аналогично, в секции 410 хвостовика может быть сформирована вертикальная полость 450b так, чтобы внутри этой секции могла быть полностью или по меньшей мере частично помещена вертикальная секция 444а чувствительного элемента 444, в то время как верхний конец 444b и нижний конец 444с чувствительного элемента 444 оставались снаружи вертикальной полости 450а. Для установки механизмов 453 и 455 для фиксации положения чувствительных элементов 442 и 444, в секции 410 хвостовика сформирована верхняя горизонтальная полость 452а и нижняя горизонтальная полость 452b. В одном варианте выполнения, механизмом 453 является устройство изменяемой длины, которое может включать опоры 454а и 454b, упирающиеся в верхние концы 442b и 444b чувствительных элементов 442 и 444, соответственно, как это показано на фиг. 4. Механизм 453 также может включать валоповоротное колесо 457а на элементах 457b и 457с. Концы элементов 457b и 457с имеют встречные резьбы, которые перемещаются в сопряженных резьбах в опорах 454а и 454b так, что когда валоповоротное колесо 457а вращается в первом направлении (например, по часовой стрелке), опоры 454а и 454b отодвигаются друг от друга, а когда валоповоротное колесо 457а вращается во втором направлении (например, против часовой стрелки), опоры 454а и 454b придвигаются друг к другу. Аналогично, механизм 455 в полости 452b может включать опоры 458а и 458b, упирающиеся в верхние концы 442с и 444с чувствительных элементов 442 и 444, соответственно, как это показано на фиг. 4. Устройство 455 может быть установлено в полость 452b для фиксации посредством опор 458а и 458b положения нижних концов 442с и 444с. Устройство 455 изменяемой длины может включать валоповоротное колесо 459а на элементах 459b и 459с. Концы элементов 459b и 459с имеют встречные резьбы, которые перемещаются в сопряженных резьбах в опорах 458а и 458b так, что когда валоповоротное колесо 459а вращается в первом направлении (например, по часовой стрелке), опоры 458а и 458b отодвигаются друг от друга, а когда валоповоротное колесо 459а вращается во втором направлении (например, против часовой стрелки), опоры 458а и 458b придвигаются друг к другу. Чтобы установить чувствительные элементы 442 и 444 в секцию 410 хвостовика, эти элементы помещаются в соответствующие им полости. Элемент 453 изменяемой длины помещается в полость 452а, и валоповоротное колесо 457а вращают так, чтобы опора 454а уперлась в верхний конец 442b чувствительного элемента 442, а опора 454b уперлась в верхний конец 444b чувствительного элемента 444. Аналогично, элемент 455 изменяемой длины помещается в полость 452b, и валоповоротное колесо 459а вращают так, чтобы опора 458а уперлась в нижний конец 442с чувствительного элемента 442, а опора 458b уперлась в нижний конец 444с чувствительного элемента 444. Затем в секцию 410 хвостовика плотно вставляется крышка 425, фиксирующая блок 440 датчиков внутри полости в хвостовике и герметизирующая его от окружающей среды. Описанный здесь установочный механизм является одним из нескольких механизмов, которые могут быть использованы для фиксации чувствительных элементов 442 и 444 в хвостовике. Например, чувствительные элементы могут быть присоединены, например, сваркой или пайкой концов чувствительных элементов к хвостовику. Может быть использован и любой другой механизм или способ установки чувствительных элементов в хвостовик. Для подвода проводников от различных датчиков в блок 440 датчиков к схеме 250 (фиг. 3), в буровом долоте используется сквозной проход 470 в хвостовике, вблизи блока 440 датчиков. Дополнительные датчики, например датчики 475 температуры и давления могут быть установлены непосредственно в хвостовике или в крышке 425. Результаты измерений температуры и давления могут быть использованы для осуществления компенсации по температуре и давлению для тензодатчиков, например, датчиков 447а, 447b, 449а и 449b. Согласно одной особенности, герметизация, обеспечиваемая крышкой 425, позволяет поддерживать блок 440 датчиков при давлении окружающей среды, когда блок датчиков устанавливается в буровое долото на земной поверхности.

В процессе работы, когда буровое долото вращают для бурения ствола скважины, датчики, например, датчики 447а, 447b, 449а и 449b следят за деформациями чувствительного элемента, которые могут быть обусловлены осевой силой, действующей на долото (ОННД), и крутящим моментом на долоте (ТОВ). Процессоры 170 и (или) 190 по этим сигналам определяют вес и крутящий момент. В соответствии с измеренным весом и крутящим моментом на долоте, оператор или процессор могут изменить параметр бурения, либо предпринять другие действия, относящиеся к бурению ствола скважины.

На фиг. 6 приведен пример реализации блока 601 датчиков на секции 610 хвостовика, выполненный с возможностью обеспечения измерений веса на оси и крутящего момента, соответствующих силе, приложенной к долоту. Блок 601 датчиков включает первый чувствительный элемент 620, закрепленный в хвостовике 610 верхним концом 622а и нижним концом 624. Для определения веса, или осевой нагрузки на долото, в одной конструкции датчики 502 и 504 могут быть прикреплены к чувствительному элементу 520 вдоль направления 520а продольной оси чувствительного элемента 520. Датчики 506 и 508 могут быть расположены перпендикулярно оси 520а чувствительного элемента 520 для проведения измерений, обеспечивающих температурную компенсацию. В частном варианте выполнения, представленном на фиг. 6, датчики 502, 504, 506 и 508 показаны вплетенными в середине чувствительного элемента 520. Такие датчики, однако, могут быть помещены в любое другое подходящее место. Когда долото и, значит, хвостовик 610 подвергнуты воздействию веса, например, осевой нагрузки на долото при бурении ствола скважины, чувствительный элемент 520, а значит, и датчики 502 и 504 оказываются под действием этого веса. Каждый такой датчик вырабатывает сигнал, соответствующий осевой нагрузке на долото, по которому эта осевая нагрузка на долото может быть определена. Датчики 506 и 508, расположенные перпендикулярно оси 520а чувствительного элемента 520, не подвергаются воздействию осевой нагрузки на долото, и поэтому не вырабатывают или вырабатывают очень слабый выходной сигнал. Датчики 506 и 508, однако, подвержены воздействию той же температуры, что и датчики 502 и 504, и их выходной сигнал может быть использован для температурной компенсации измерений осевой нагрузки на долото.

На фиг. 6 также показано, что для определения крутящего момента на долоте с использованием изгибающего момента на чувствительном элементе 630 в одной конструкции датчики 502 и 506 могут быть помещены вдоль оси 630а чувствительного элемента 630 в первом месте размещения, например вблизи верхнего конца 632, а датчики 504 и 508 могут быть помещены вдоль оси 630а во втором месте размещения, разнесенным с первым местом размещения, например вблизи нижнего конца 634. Когда секция 610 хвостовика вращается, например, по часовой стрелке 640, верхний конец 632 будет стремиться двигаться по часовой стрелке, а нижний конец 634 - против часовой стрелки, изгибая чувствительный элемент 630. Изгибающий момент на чувствительном элементе 630, обусловленный крутящим моментом на долоте (ТОВ), изменяет сопротивление датчиков 502, 504, 506 и 508, вырабатывающих сигналы, по которым может быть определен крутящий момент на долоте. Процессор в схеме 250 (фиг. 3), процессор 170 и (или) процессор 190 (фиг. 1) могут быть использованы для вычисления осевой нагрузки на долото и крутящего момента на долоте по сигналу, вырабатываемому датчиками на чувствительных элементах 620 и 630, соответственно.

Приведенное выше описание направлено на некоторые варианты выполнения, используемые для иллюстрации и объяснения изобретения. Для специалиста должно быть, однако, очевидно, что в приведенных вариантах осуществления в рамках области притязаний изобретения могут быть сделаны многочисленные изменения и модификации, не выходящие за пределы раскрытых здесь принципов и существа изобретения. Подразумевается, что приведенная далее формула будет охватывать все такие модификации и изменения.

1. Буровое долото, включающее:

корпус долота, имеющий режущую секцию, хвостовик, прикрепленный к режущей секции, и присоединительную секцию;

чувствительный элемент в контакте с поверхностью хвостовика;

механизм изменяемой длины, включающий по меньшей мере одну опору, контактирующую с чувствительным элементом и предназначенную для его крепления к поверхности хвостовика;

по меньшей мере один датчик на чувствительном элементе, обеспечивающий сигнал в ответ на изгибающий момент чувствительного элемента или вес, воздействующий на чувствительный элемент.

2. Буровое долото по п. 1, в котором концы чувствительного элемента прикреплены к поверхности хвостовика, при этом находящаяся между концами секция способна изгибаться под действием силы, приложенной к чувствительному элементу.

3. Буровое долото по п. 1, в котором по меньшей мере один датчик включает первую группу датчиков, установленных вдоль продольной оси чувствительного элемента, обеспечивающих сигнал, соответствующий крутящему моменту, воздействующему на чувствительный элемент.

4. Буровое долото по п. 3, содержащее вторую группу датчиков, установленных на чувствительном элементе и обеспечивающих сигнал, соответствующий температуре чувствительного элемента, и на которые, по существу, не действует изгибающий момент чувствительного элемента и вес, воздействующий на чувствительный элемент.

5. Буровое долото по п. 1, в котором по меньшей мере один датчик включает по меньшей мере первую пару датчиков, установленных на чувствительном элементе в первом месте размещения, и по меньшей мере одну вторую пару датчиков, установленных с промежутком от по меньшей мере одной первой пары датчиков на чувствительном элементе, обеспечивая измерения для определения осевой нагрузки на долото.

6. Буровое долото по п. 1, включающее контроллер для обработки сигналов от по меньшей мере одного датчика для определения осевой нагрузки на долото или крутящего момента на долоте.

7. Буровое долото по п. 1, в котором чувствительный элемент и по меньшей мере один датчик зафиксированы в полости, сформированной на внешней поверхности хвостовика.

8. Буровое долото по п. 7, содержащее закупоривающий элемент, помещенный на полость для герметизации по меньшей мере одного датчика от воздействия окружающей среды.

9. Буровое долото по п. 8, содержащее по меньшей мере датчик давления или датчик температуры внутри закупоривающего элемента.

10. Буровое долото, включающее:

режущую секцию, хвостовик и присоединительную секцию;

блок датчиков, закрепленный в полости на поверхности хвостовика и включающий:

первый продольный чувствительный элемент, концы которого закреплены на поверхности хвостовика, имеющий среднюю секцию, допускающую ее изгиб;

первую группу датчиков, обеспечивающих сигналы, соответствующие моменту изгиба чувствительного элемента; и

механизм изменяемой длины, включающий по меньшей мере одну опору, контактирующую с блоком датчиков и предназначенную для его крепления к поверхности хвостовика.

11. Буровое долото по п. 10, включающее вторую группу датчиков, обеспечивающих измерения, относящиеся к температуре чувствительного элемента.

12. Буровое долото по п. 10, в котором блок датчиков содержит второй чувствительный элемент, имеющий вторую группу датчиков для вырабатывания сигналов, соответствующих весу, приложенному к чувствительному элементу.

13. Буровое долото по п. 12, в котором первый чувствительный элемент и второй чувствительный элемент закреплены с промежутком друг от друга в полости посредством механизма изменяемой длины.

14. Буровое долото по п. 13, включающее контроллер, обеспечивающий определение веса или крутящего момента или веса и крутящего момента вместе по сигналам, вырабатываемым первой группой датчиков или второй группой датчиков.

15. Буровое устройство, включающее:

буровой снаряд;

буровое долото, прикрепленное к концу бурового снаряда, включающее:

режущую секцию и хвостовик, прикрепленный к режущей секции;

чувствительный элемент в контакте с поверхностью хвостовика;

механизм изменяемой длины, включающий по меньшей мере одну опору, контактирующую с чувствительным элементом и предназначенную для его крепления к поверхности хвостовика; и

по меньшей мере один датчик на чувствительном элементе, обеспечивающий сигнал в ответ на изгибающий момент чувствительного элемента или вес на чувствительном элементе.

16. Буровое устройство по п. 15, включающее контроллер, способный определять вес или крутящий момент по сигналам, вырабатываемым по меньшей мере одним датчиком.

17. Устройство по п. 16, в котором контроллер способен управлять операцией бурения в зависимости от определяемого веса или крутящего момента.

18. Буровое устройство по п. 16, включающее перемещающий элемент, прикрепленный к буровому снаряду, обеспечивающий перемещение бурового снаряда от позиции на поверхности скважины в ствол скважины, причем контроллер установлен в буровом долоте или в буровом снаряде или частично в буровом снаряде и частично в позиции на поверхности скважины.

19. Способ оснащения бурового долота, при осуществлении которого:

подготавливают корпус долота, имеющий режущую секцию и хвостовик, соединенный с режущей секцией;

формируют полость на наружной поверхности хвостовика; и

прочно закрепляют в полости блок датчиков, включающий первый чувствительный элемент и по меньшей мере один датчик, установленный на первом чувствительном элементе, обеспечивающий сигналы, соответствующие изгибающему моменту чувствительного элемента или весу, действующему на чувствительный элемент; и

прикрепляют блок датчиков к поверхности хвостовика посредством механизма изменяемой длины, включающего по меньшей мере одну опору, контактирующую с блоком датчиков.

20. Способ по п. 19, в котором блок датчиков дополнительно включает второй чувствительный элемент с прикрепленным к нему вторым датчиком и при осуществлении которого помещают концы первого чувствительного элемента на поверхность хвостовика, помещают второй чувствительный элемент на поверхность хвостовика и разделяют первый чувствительный элемент и второй чувствительный элемент механизмом изменяемой длины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при исследовании скважин для получения информации о давлении и температуре жидкости в затрубном пространстве скважины с помощью автономных измерительных приборов, спускаемых на насосно-компрессорных трубах.

Изобретение относится к области исследования, диагностики и обработки нефтяных, газовых, водяных и прочих скважин и предназначено для гибкого соединения различных геофизических и прочих модулей с целью увеличения проходимости длинных конструкций.

Изобретение относится к области исследования, диагностики и обработки нефтяных, газовых, водяных и прочих скважин и предназначено для гибкого соединения различных геофизических и прочих модулей с целью увеличения проходимости длинных конструкций.
Изобретение относится к геофизической технике и может быть использовано при проведении геофизических исследований и ремонтно-изоляционных работ в действующих скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для доставки геофизических приборов в горизонтальный ствол скважины с целью ее исследования.

Группа изобретений относится к области исследований и проведения измерений в нефтегазовых скважинах. Аппаратное средство и система содержат плоскую установочную пластину, содержащую первый углубленный участок, выполненный с возможностью получения печатной платы, и второй углубленный участок, выполненный с возможностью получения электронного компонента.

Группа изобретений относится к области исследований и проведения измерений в нефтегазовых скважинах. Аппаратное средство и система содержат плоскую установочную пластину, содержащую первый углубленный участок, выполненный с возможностью получения печатной платы, и второй углубленный участок, выполненный с возможностью получения электронного компонента.

Группа изобретений – устройство и способ относится к области генерации импульсов давления флюида в скважине с использованием приборов в этой скважине. Технический результат - расширение функциональных возможностей используемых приборов в габаритах скважины и повышение эффективности их работы.

Изобретение относится к области роторного бурения скважин и может быть использовано при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин. Устройство обеспечения геостационарности навигационного оборудования телеметрической системы мониторинга траектории ствола скважины включает пустотелый цилиндрический герметичный корпус, содержащий основание, выполненное с возможностью вращения.

Изобретение относится к области роторного бурения скважин и может быть использовано при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин. Устройство обеспечения геостационарности навигационного оборудования телеметрической системы мониторинга траектории ствола скважины включает пустотелый цилиндрический герметичный корпус, содержащий основание, выполненное с возможностью вращения.

Изобретение относится к техническим средствам для бурения скважин в крепких горных породах, мерзлых грунтах электроимпульсным способом высоковольтными разрядами, развивающимися внутри горных пород, и может быть использовано в горнодобывающей и строительной отраслях промышленности, а также при бурении нефтегазовых, гидрогеологических и гидротермальных скважин.

Изобретение относится к области горноразведочных работ, а именно к средствам бурения скважин с отбором керна. Технический результат заключается в предохранении керна от разрушений потоком промывочной жидкости, снижении гидравлических сопротивлений и возможности подклинок, препятствующих продвижению керна в наружной трубе.

Изобретение относится к породоразрушающему инструменту, в частности к алмазным буровым долотам, предназначенным для бурения глубоких нефтегазовых скважин. Технический результат заключается в повышении ресурса работы долота.

Изобретение относится к породоразрушающему инструменту, в частности к буровым долотам, предназначенным для бурения глубоких нефтегазовых скважин. Технический результат заключается в повышении ресурса работы долота и повышении эффективности удаления шлама основным потоком промывочной жидкости.

Изобретение относится к долотам режуще-скалывающего действия для бурения толщи горных пород под нефть и газ или другого назначения. Технический результат заключается в увеличении срока службы резца при разрушении горной породы лопастным долотом.

Изобретение относится к лопастным долотам режуще-скалывающего действия для бурения толщи горных пород под нефть и газ или другого назначения. Технический результат заключается в уменьшении сил резания на резцах долота, увеличении их износостойкости и скорости бурения.

Изобретение относится к породоразрушающему инструменту, применяемому для бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат заключается в расширении области применения буровых алмазных долот, а именно в использовании данного типа долота при бурении зон поглощения промывочной жидкости с одновременным расширением скважины под установку профильного перекрывателя, а также в улучшении сбалансированности долота за счет уравновешивания сил резания.

Изобретение относится к угольной промышленности, а точнее к буровым резцам с твердосплавными режущими вставками. Технический результат заключается в увеличении ресурса и области применения резца для вращательного бурения на горные породы с коэффициентом крепости по М.М Протодьяконову до f=10…12.

Изобретение относится к горному делу, а точнее к буровому инструменту ударно-поворотного действия. Технический результат заключается в снижении энергоемкости процесса бурения и трудоемкости при изготовлении буровой коронки.

Группа изобретений относится к области бурения. Забойное бурильное устройство содержит корпус блока подшипников, образующий продольную ось и верхнюю и нижнюю части, причем верхняя часть корпуса блока подшипников выполнена с возможностью соединения с бурильной колонной, по меньшей мере один блок кольцевых подшипников, установленный в корпусе блока подшипников, и центральную часть бурового долота, по существу расположенную у нижнего конца корпуса блока подшипников и соединенную с ним, при этом центральная часть выполнена с возможностью вращения относительно продольной оси и имеет лопасти, присоединенные к ней, причем лопасти несут на себе множество резцов, при этом резцы выполнены с возможностью входа в контакт с подземным пластом породы, хвостовик, выступающий из центральной части, причем хвостовик выполнен интегральным или как одно целое с центральной частью или неразъемно соединен с центральной частью, и шпиндель, сцепляющийся с хвостовиком и образующий неразъемное соединение с ним.

Группа изобретений относится к буровым долотам, буровому устройству и способу оснащения бурового долота. Технический результат заключается в обеспечении непосредственного воздействия силы на датчик. Буровое долото включает корпус долота, имеющий режущую секцию, хвостовик, прикрепленный к режущей секции, и присоединительную секцию. Буровое долото также включает чувствительный элемент в контакте с поверхностью хвостовика, механизм изменяемой длины, включающий по меньшей мере одну опору, контактирующую с чувствительным элементом и предназначенную для его крепления к поверхности хвостовика, и по меньшей мере один датчик на чувствительном элементе, обеспечивающий сигнал в ответ на изгибающий момент чувствительного элемента или вес, воздействующий на чувствительный элемент. 4 н. и 16 з.п. ф-лы, 6 ил.

Наверх