Способ и устройство для оценки состояния бурового долота

Способ и устройство для оценки состояния бурового долота

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Притязание на приоритет

Настоящая заявка претендует на приоритет патентной заявки US 12/391665, поданной 24 февраля 2009 г. на "Способ и устройство для оценки состояния бурового долота".

Область техники

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к буровым долотам для бурения подземных пород, в частности к способам мониторинга рабочих параметров буровых долот в процессе проведения бурильных работ, и соответствующим устройствам.

Уровень техники

В нефтегазовой промышленности расходуются значительные средства на разработку режущего инструмента, например буровых долот для бурения скважин, включая шарошечные долота, также называемые дробящими долотами, а также долота с фиксированными резцами, имеющие относительно большой срок службы при относительно редких отказах. В частности, значительные суммы расходуются на разработку и изготовление шарошечных дробящих долот и долот с фиксированными резцами, конструкция которых сводит к минимуму возможность внезапных отказов бурового долота во время проведения бурильных работ. Потеря шарошки или вставки из поликристаллического алмаза (ПКА) из долота с фиксированными резцами во время проведения бурильных работ может задержать проведение работ и, в худшем случае, сделать необходимым проведение дорогостоящих ловильных работ в скважине. В случае неудачи ловильных работ должна выполняться зарезка наклонного ствола вокруг части буровой скважины, включающей потерянные шарошки или ПКА резцы. Обычно в ходе бурильных работ долота извлекаются и заменяются новыми долотами даже и тогда, когда заменяемое долото еще не использовало значительную часть своего срока службы. Такие преждевременные замены скважинных буровых долот очень дорогостоящи, поскольку каждый подъем инструмента из скважины удлиняет сроки работ, приводит к потере ценного времени работы буровой установки и требует больших трудовых затрат, однако их проводят, чтобы избежать значительно более болезненной и затратной процедуры извлечения, в лучшем случае, бурильной колонны и замены долота либо проведения ловильных работ и зарезки наклонного ствола, которые могут оказаться необходимыми, если одна или более шарошек или вставок будут потеряны в результате разрушения долота.

При все более нарастающей потребности в динамических данных о работе систем скважинного бурения было разработано и установлено в бурильных колоннах большое число "переходников" (т.е. вспомогательных узлов, вводимых в бурильную колонну над буровым долотом и используемых для сбора данных, относящихся к параметрам бурения). К сожалению, эти переходники не в состоянии предоставить данные о том, что реально происходит в процессе работы долота, в силу того что физически они расположены над самим долотом.

Сбор данных обычно выполняется путем установки переходника в компоновке низа бурильной колонны (КНБК), находящейся на расстоянии от нескольких футов/метров до десятков футов/метров от долота. Данные, получаемые от переходника, расположенном так далеко от долота, могут неточно отражать то, что реально происходит с долотом в процессе бурения. Зачастую такой недостаток данных приводит к предположениям относительно причин повреждения долота или его хорошей работы, не учитывающим факторы или данные, непосредственно связанные с работой долота.

В последнее время появлялись предложения устанавливать системы сбора данных в самом буровом долоте. Однако возможности по сбору, хранению и выдачи данных в этих системах были ограничены. Кроме того, обычный сбор данных в буровых долотах не обладал возможностью адаптации к событиям в процессе бурения, которые могли бы представлять интерес с точки зрения получения и анализа более подробной информации при наступлении этих событий.

Существует необходимость в создании бурового долота, оборудованного средствами сбора, хранения и анализа в течение продолжительного периода времени данных, относящихся к характеристикам резания и состоянию бурового долота и калибрующих накладок бурового долота.

Раскрытие изобретения

В настоящем изобретении предлагаются способы и устройства получения и обработки информации, относящейся к характеристикам резания и состоянию бурового долота и калибрующих накладок бурового долота. В частном примере информация о состоянии бурового долота может быть использована для определения приближения момента исчерпания ресурса долота и необходимости его замены и необходимых изменений в условиях проведения бурильных работ для продления срока службы долота. Информация о состоянии бурового долота, полученная от существующего бурового долота, также может быть использована для разработки дальнейших усовершенствований буровых долот.

В одном варианте осуществления изобретения буровое долото для бурения подземных пород включает корпус долота, и отходящий от корпуса долота хвостовик, приспособленный для соединения с бурильной колонной. Внутри хвостовика сформирована кольцевая камера. В буровом долоте расположена группа акселерометров, включающая радиальный акселерометр для определения радиального ускорения бурового долота и тангенциальный акселерометр для определения тангенциального ускорения бурового долота. С группой акселерометров функционально связан модуль анализа данных, расположенный в кольцевой камере. Модуль анализа данных включает процессор, запоминающее устройство и порт связи. Модуль анализа данных приспособлен для получения выборки данных об ускорениях от радиального акселерометра и тангенциального акселерометра за период анализа и запоминания информации об ускорении в запоминающем устройстве для формирования временного хода ускорений. Кроме того, модуль анализа данных приспособлен для анализа временного хода ускорений для определения расстояния, пройденного по меньшей мере одной калибрующей накладкой, для определения по меньшей мере одного периода (интервала) резания накладки и определения по меньшей мере одного периода скольжения накладки. Модуль анализа данных также приспособлен для оценки износа калибрующей накладки с учетом пройденного расстояния по меньшей мере одного периода резания накладки и по меньшей мере одного периода скольжения накладки.

В другом варианте осуществления изобретения буровое долото для бурения подземной породы включает корпус долота, на котором имеется по меньшей мере одна калибрующая накладка и хвостовик, отходящий от корпуса долота и приспособленный для присоединения к бурильной колонне. Внутри хвостовика сформирована кольцевая камера. В буровом долоте расположен по меньшей мере один радиальный акселерометр для определения радиального ускорения бурового долота и по меньшей мере один тангенциальный акселерометр для определения тангенциального ускорения бурового долота. С группой акселерометров функционально связан модуль анализа данных, расположенный в кольцевой камере. Модуль анализа данных включает процессор, запоминающее устройство и порт связи, и приспособлен для получения информации через порт связи о твердости породы. Модуль анализа данных также приспособлен для получения выборки данных об ускорениях от по меньшей мере одного радиального акселерометра и по меньшей мере одного тангенциального акселерометра за период анализа и анализа данных об ускорениях для определения скорости вращения бурового долота. Модуль анализа данных также приспособлен для оценки износа на основе анализа скорости вращения и информации о твердости породы.

Другой вариант осуществления изобретения представляет способ, в котором периодически собирают данные датчиков посредством выборки за период анализа от по меньшей мере одного тангенциального акселерометра, расположенного в буровом долоте, и по меньшей мере одного радиального акселерометра, расположенного в буровом долоте. Способ также включает обработку данных датчиков в буровом долоте для получения временного хода тангенциального ускорения и временного хода радиального ускорения. Проводят анализ временного хода тангенциального ускорения и временного хода радиального ускорения для определения скорости вращения бурового долота, по меньшей мере одного периода скольжения накладки и по меньшей мере одного периода резания накладки. Изменение в состоянии износа калибрующей накладки оценивается на основании анализа скорости вращения, по меньшей мере одного периода резания накладки, и по меньшей мере одного периода скольжения накладки.

Другой вариант осуществления изобретения представляет способ, в котором собирают информацию об ускорении посредством периодической выборки от по меньшей мере двух акселерометров, расположенных в буровом долоте, за период анализа для получения временного хода ускорения. Временной ход ускорения обрабатывают в буровом долоте для определения профиля расстояния для по меньшей мере одной калибровочной накладки на буровом долоте. Способ также включает определение текущей твердости породы. Профиль расстояния для по меньшей мере одной калибрующей накладки и текущей твердости породы анализируют для получения оценки и составления отчета по временному ходу износа калибровочной накладки.

Краткое описание чертежей

Ниже изобретение более подробно рассмотрено со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:

на фиг.1 показана обычная буровая установка для проведения бурильных работ;

на фиг.2 представлен вид в перспективе обычного лопастного долота для роторного бурения матричного типа;

на фиг.3А представлен вид в перспективе хвостовика с торцевой крышкой и вставленным в него вариантом осуществления электронного модуля;

на фиг.3Б представлен вид поперечного сечения хвостовика и торцевой крышки;

на фиг.4 представлен чертеж варианта осуществления электронного модуля в виде гибкой печатной платы, позволяющей сворачивать ее в кольцо для установки в хвостовик, показанный на фиг.3А и 3Б;

на фиг.5А-5Д представлены виды в перспективе бурового долота, показывающие возможные места в буровом долоте, где могут быть установлены электронный модуль, датчики или их комбинации;

на фиг.6 представлена блок-схема варианта осуществления модуля анализа данных в соответствии с настоящим изобретением;

на фиг.7 приведена иллюстрация размещения нескольких акселерометров;

на фиг.8 приведены примеры выборки данных магнетометров по двум осям вращающейся прямоугольной системы координат;

на фиг.9 приведены примеры выборки данных акселерометров и магнетометров по трем осям прямоугольной системы координат, неподвижной относительно бурового долота, но вращающейся относительно неподвижного наблюдателя;

на фиг.10А и 10Б показаны возможные среднеквадратичные (скв) значения радиальных и тангенциальных ускорений за относительно короткие промежутки времени;

на фиг.11 приведен график возможного временного хода износа калибрующих накладок на пройденном этими накладками расстоянии;

на фиг.12А приведен график временного хода тангенциального и радиального ускорений при вращении бурового долота в буровой скважине;

на фиг.12Б приведен график, иллюстрирующий возможный временной ход износа калибрующих накладок в зависимости от изменений в условиях бурения на пройденном калибрующими накладками расстоянии;

на фиг.13А приведен график изменений твердости породы по мере углубления бурового долота в скважину и

на фиг.13Б приведен график, иллюстрирующий возможный временной ход износа калибрующих накладок в зависимости от изменений твердости породы на пройденном калибрующими накладками расстоянии.

Подробное описание осуществления изобретения

Настоящее изобретение включает способы и устройства для получения информации, относящейся к состоянию бурового долота и калибрующих накладок бурового долота. В частных примерах осуществления информация о состоянии бурового долота может быть использована для определения приближения момента исчерпания ресурса долота и необходимости его замены и необходимых изменений в условиях проведения буровых работ для продления срока службы долота. Информация о состоянии бурового долота, полученная от существующего бурового долота, также может быть использована для разработки дальнейших усовершенствований буровых долот.

На фиг.1 представлен пример обычной устройства для проведения подземных буровых работ. Буровая установка 110 включает вышку 112, пол 114 буровой установки, буровую лебедку 116, подъемный крюк 118, вертлюжное соединение 120, квадратную штангу 122 и стол 124 бурового ротора. Бурильная колонна 140, включающая секцию 142 бурильной трубы, колонну 144 утяжеленных бурильных труб, проходит вниз от буровой установки 110 в скважину 100. Секция 142 бурильной колонны может включать несколько трубчатых отрезков бурильной колонны или нитей, соединенных друг с другом, а колонна 144 утяжеленных бурильных труб также может включать несколько утяжеленных труб. Кроме того, бурильная колонна 140 может включать каротажный узел измерений в процессе бурения (MWD - от англ. measurement-while-drilling) и взаимодействующий с ним узел гидроимпульсного телеметрического канала, которые вместе называются MWD системой 146 связи, а также и другие системы передачи данных, известные специалистам.

Во время проведения буровых работ буровой раствор циркулирует от резервуара 160 для бурового раствора через буровой насос 162, поглотитель 164 гидравлического удара и линию 166 подачи бурового раствора в вертлюжное соединение 120. Буровой раствор (также называемый промывочной жидкостью) проходит сквозь квадратную штангу 122 и попадает в отверстие по оси бурильной колонны 140. В конечном итоге буровой раствор выходит сквозь отверстия или промывочные насадки, находящиеся в буровом долоте 200, присоединенном к самой нижней части бурильной колонны 140 под колонной 144 утяжеленных бурильных труб. Буровой раствор протекает назад вверх через кольцевое пространство между наружной поверхностью бурильной колонны 140 и внутренней поверхностью буровой скважины 100 для выхода на поверхность, где он возвращается в резервуар 160 для бурового раствора по линии 168 возврата бурового раствора.

Для отделения обломков породы от бурового раствора перед его возвращением в резервуар 160 для бурового раствора может быть использовано вибросито (не показано). MWD система 146 связи может использовать гидроимпульсную телеметрию для передачи данных из скважины на поверхность в процессе проведения буровых работ. Для получения данных на поверхности используется гидроимпульсный преобразователь 170, связанный с линией 166 подачи бурового раствора. Этот гидроимпульсный преобразователь 170 генерирует электрические сигналы в ответ на колебания давления в буровом растворе в линии 166 подачи бурового раствора. Эти электрические сигналы передаются по проводной линии 172 на поверхности в электронную систему 180 обработки, обычно представляющую собой систему обработки данных с центральным процессором для выполнения программ и для выполнения команд пользователя, вводимых либо с клавиатуры, либо через графический указатель. Система гидроимпульсной телеметрии используется для передачи на поверхность данных, касающихся различных состояний в скважине, получаемых от систем скважинной регистрации и измерения, обычно располагающихся внутри MWD система 146 связи. Гидравлические импульсы, определяющие данные, передаваемые на поверхность, генерируются оборудованием, обычно располагающимся внутри MWD системы 146 связи. Это оборудование обычно включает генератор импульсов давления, управляемый электронной схемой, расположенной в корпусе прибора, позволяющем буровому раствору проходить сквозь отверстие в стенке утяжеленной бурильной трубы. Каждый раз, когда под действием генератора импульса давления происходит такой выход раствора, передается отрицательный импульс давления, который принимается гидроимпульсным преобразователем 170. В обычно используемой альтернативной системе генерируются и передаются положительные импульсы давления. Циркулирующий буровой раствор также удобно использовать как источник энергии для приводимого в действие турбиной генератора (не показан), который может быть расположен вблизи компоновки низа бурильной колонны (КНБК). Работающий от турбины генератор может генерировать электрическую энергию для генератора импульсов давления и для различных схем, включая схемы, образующие функциональные компоненты приборов измерений в процессе бурения. В качестве альтернативного дополнительного источника электропитания могут быть использованы батареи, в частности, для резервирования турбинного генератора.

На фиг.2 приведен вид перспективе примера осуществления бурового долота 200 так называемого лопастного типа. Обычно буровое долото 200 включает резьбу на хвостовике 210 в верхней части бурового долота 200 для присоединения к бурильной колонне 140 (фиг.1). С противоположного от хвостовика 210 конца может располагаться по меньшей мере одна лопасть 220 (показано несколько), имеющая несколько режущих элементов из природных или синтетических алмазов в виде вставок из поликристаллических алмазов или ПКА режущих элементов 225, установленных на расположенных вдоль ведущих по направлению вращения поверхностях лопастей 220 для осуществления эффективного разрушения материала породы при вращении бурового долота 200 в буровой скважине 100 при воздействии приложенного к долоту веса (ОННД - осевая нагрузка на долото). Поверхность 230 калибрующих накладок проходит вверх от каждой из лопастей 220 вблизи и, в целом, в контакте с боковой поверхностью буровой скважины 100 (фиг.1) в процессе использования бурового долота 200 в буровых работах. Несколько каналов 240, называемых канавками для выноса бурового шлама, проходят между лопастями 220 и поверхностями 230 калибрующих накладок, образуя промежутки для удаления осколков породы, образованных ПКА режущими элементами 225.

На поверхностях 230 калибрующих накладок бурового долота 200 имеется несколько калибрующих штырей 235. Режущие калибрующие штыри 235 на поверхностях 230 калибрующих накладок бурового долота 200, например, ПКА режущие элементы 225 специальной формы, дают возможность интенсивно резать материал породы на боковой стенке буровой скважины 100 (фиг.1) и обеспечивают высокую износостойкость по диаметру буровых долот с фиксированными резцами. Буровое долото 200 показано как буровое долото с вставками из поликристаллического алмаза (ПКА), но калибрующие штыри 235 могут быть в равной степени полезны и в других долотах с фиксированными резцами или лопастных долотах, которые включают поверхности 230 калибрующих накладок для контакта с боковой стенкой буровой скважины 100.

Для специалистов должно быть понятно, что настоящее изобретение может быть осуществлено с буровыми долотами различных типов. Настоящее изобретение может быть использовано в так называемых трехшарошечных конических или шарошечных долотах роторного бурения или ином инструменте для подземного бурения, известном в уровне техники, в которых могут использоваться промывочные насадки для подачи бурового раствора к режущей структуре в процессе бурения. Соответственно, термин "буровое долото", используемый здесь, включает и охватывает любые и все долота роторного бурения, включая керновые долота, шарошечные долота, долота с фиксированными резцами, включая без ограничения долота с ПКА, природными алмазами, синтетическими алмазами, термостабильными синтетическими алмазами и импрегнированные алмазами, гибридные долота, использующие фиксированные режущие элементы в комбинации с одним или более шарошечных резцов, эксцентричные долота, долота со смещенным центром, разбуриватели, ребристые расширители, а также и другой бурильный инструмент, приспособленный для установки в него электронного модуля 290 (фиг.3А).

На фиг.3А и 3Б представлен вариант осуществления хвостовика 210, прикрепленного к буровому долоту 200 (не показано), торцевой крышки 270 и варианта осуществления электронного модуля 290 (не показан на фиг.3Б). Хвостовик 210 включает центральное отверстие 280, сформированное вдоль продольной оси хвостовика 210. В обычных буровых долотах 200 это центральное отверстие 280 приспособлено для прохождения сквозь него потока бурового раствора. В настоящем изобретении по меньшей мере часть центрального отверстия 280 имеет диаметр, достаточный для размещения в нем электронного модуля 290, имеющего в целом кольцевую форму, с сохранением при этом конструктивной прочности хвостовика 210. Таким образом, электронный модуль 290 может быть помещен в центральном отверстии 280 вокруг торцевой крышки 270, проходящей внутри имеющего форму кольца электронного модуля 290, образующей вместе со стенкой центрального отверстия 280 влагонепроницаемую кольцевую камеру 260 (фиг.3Б), и герметизирующей внутри хвостовика 210 помещенный там электронный модуль 290.

Торцевая крышка 270 имеет сквозное отверстие 276, благодаря чему буровой раствор может протекать сквозь торцевую крышку 270, сквозь центральное отверстие 280 хвостовика 210 к другой стороне хвостовика 210 и далее в корпус бурового долота 200. Кроме того, торцевая крышка 270 имеет первый фланец 271, включающий первое уплотнительное кольцо 272 вблизи нижнего конца торцевой крышки 270, и второй фланец 273, имеющий второе уплотнительное кольцо 274 вблизи верхнего конца торцевой крышки 270.

На фиг.3Б представлен вид поперечного сечения расположенной в хвостовике торцевой крышки 270 без электронного модуля 290 (фиг.4), на котором показаны кольцевая камера 260, сформированная между первым фланцем 271, вторым фланцем 273, корпусом 275 торцевой крышки и стенками центрального отверстия 280. Первое уплотнительное кольцо 272 и второе уплотнительное кольцо 274 образуют защитное влагонепроницаемое уплотнение между торцевой крышкой 270 и стенкой центрального отверстия 280 для защиты электронного модуля 290 (фиг.4) от неблагоприятных воздействий окружающей среды. Защитное уплотнение, образованное первым уплотнительным кольцом 272 и вторым уплотнительным кольцом 274, также может быть приспособлено для поддержания в кольцевой камере 260 примерно атмосферного давления.

В варианте осуществления, показанном на фиг.3А и 3Б, первое уплотнительное кольцо 272 и второе уплотнительное кольцо 274 сформированы из материала, пригодного для использования в условиях высоких температур и давлений, например кольцевой уплотнитель из гидрированной нитрил-бутадиеновой резины с полиэфирэфиркетоновым защитным кольцом. Кроме того, торцевая крышка 270 может быть прикреплена к хвостовику 210 самыми различными способами, например на тугую посадку с использованием уплотнительных колец 272 и 274, резьбовым соединением, эпоксидной смолой, фиксатором с памятью формы, сваркой и пайкой тугоплавким припоем. Специалисту должно быть понятно, что торцевая крышка 270 может удерживаться довольно прочно посредством достаточно простых соединительных механизмов благодаря дифференциальному давлению и направленному вниз потоку бурового раствора в процессе буровых работ.

Электронный модуль 290, имеющий форму, как показано в варианте осуществления на фиг.3А, может иметь вид гибкой печатной платы, что позволяет придавать электронному модулю 290 форму кольца, подходящего для размещения его вокруг торцевой крышки 270 и в центральном отверстии 280.

На фиг.4 показан вариант осуществления электронного модуля в форме гибкой печатной платы в плоском развернутом виде. Гибкая печатная плата 292 включает прочный армированный каркас (не показан) для обеспечения приемлемой передачи воздействия ускорения на датчики, например акселерометры. Кроме того, другие части гибкой печатной платы 292, на которых расположены электронные компоненты, не относящиеся к датчикам, могут быть прикреплены к торцевой крышке 270 вязкоупругим связующим материалом с тем, чтобы хотя бы отчасти ослабить воздействие ускорения, испытываемого буровым долотом 200 во время бурильных работ.

На фиг.5А-5Д представлены виды в перспективе частей бурового долота, иллюстрирующие примеры размещения в буровом долоте электронного модуля 290 (фиг.4А), датчиков 340 и 370 (фиг.6) или их комбинации. На фиг.5А показан хвостовик 210, изображенный на фиг.3, прикрепленный к корпусу 231 долота. Кроме этого, хвостовик 210 включает кольцевой вырез 260А, сформированный в центральном отверстии 280. Этот кольцевой вырез 260А может обеспечить расширение электронного модуля 290 в кольцевом вырезе 260А, когда торцевая крышка 270 установлена на свое место.

На фиг.5А также показаны два других альтернативных места расположения электронного модуля 290, датчиков 340 или их комбинаций. Овальный вырез 260 В, расположенный за овальным углублением (также может называться гнездом для затягивающего инструмента), в котором выбивается серийный номер долота, может вырезаться фрезой для помещения туда электронной схемы. Затем, для защиты электроники эта область может быть заглушена и загерметизирована. В альтернативном варианте в овальном углублении, в котором выбивается серийный номер долота, может быть сделан круглый вырез 260С для электроники, который впоследствии заглушается и герметизируется для защиты электроники.

На фиг.5Б показан хвостовик 210 другой формы. В хвостовике 210 может быть сделана круглая выемка 260D, а центральное отверстие 280 сформировано вокруг круглой выемки 260D, обеспечивая прохождение бурового раствора.

Круглая выемка 260D может быть заглушена и загерметизирована для защиты находящейся в круглой выемке 260D электроники.

На фиг.5В-5Д показаны круглые выемки (260Е, 260F, 260G), сформированные в определенных местах на буровом долоте 200. В этих местах имеется достаточно места для электронных компонентов, при этом обеспечивается достаточная конструктивная прочность лопасти.

Электронный модуль может быть приспособлен для выполнения самых разных функций. В одном варианте осуществления электронного модуля 290 (фиг.4) он может представлять собой модуль анализа данных, приспособленный для выборки данных в различных режимах, выборки данных с различной частотой выборки и анализа данных.

На фиг.6 показан вариант осуществления модуля 300 анализа данных. Модуль 300 анализа данных включает источник 310 питания, процессор 320, запоминающее устройство 330 и по меньшей мере один датчик 340, приспособленный для измерения нескольких физических параметров, относящихся к состоянию бурового долота, которые могут включать режим работы бурового долота, условия проведения буровых работ и условия окружающей среды вблизи бурового долота. В варианте осуществления, показанном на фиг.6, датчики 340 включают несколько акселерометров 340А, несколько магнетометров 340М и датчик температуры 340Т.

Магнетометры 340М в варианте осуществления на фиг.6 при их включении и получении из них выборки данных дают оценку ориентации бурового долота 200 вдоль по меньшей мере одной из трех ортогональных осей, связанных с магнитным полем Земли. Модуль 300 анализа данных может включать дополнительные магнетометры 340М для получения системы с избыточностью, в которой могут быть выбраны или отключены различные магнетометры 340М при обнаружении неисправностей процессором 320.

Датчик 340Т температуры может быть использован для сбора данных, относящихся температуре бурового долота 200 и температуре вблизи акселерометров 340А, магнетометров 340М и других датчиков 340. Данные температуры могут быть полезны при калибровке акселерометров 340А и магнетометров 340М для обеспечения точности при изменении температуры.

При желании могут быть использованы и другие датчики 340 как часть модуля 300 анализа данных. Некоторые частные примеры датчиков, которые могли бы быть использованы в настоящем изобретении, включают тензодатчики, устанавливаемые в разных частях бурового долота, датчики температуры в разных частях бурового долота, датчики давления бурового раствора для измерения давления бурового раствора внутри долота и датчики давления в скважине для измерения гидростатического давления снаружи бурового долота. Могут также быть использованы датчики для определения свойств бурового раствора, например для определения проводимости или импеданса как для переменного тока, так и для постоянного тока, датчики для определения поступления текучей среды из скважины при прекращении потока бурового раствора, датчики для определения изменений в свойствах бурового раствора и датчики для определения свойств раствора, например раствора на основе синтетической жидкости или на основе воды.

Эти дополнительные датчики могут включать датчики 340, интегрированные с модулем 340 анализа данных и являющиеся его частью. Эти датчики 340 могут также включать дополнительные удаленные датчики 340, помещаемые в других областях бурового долота 200 (фиг.2) либо над буровым долотом 200 в компоновке низа бурильной колонны. Связь с дополнительными датчиками 340 может осуществляться прямым проводным соединением либо через дополнительный приемник 360 датчиков. Приемник 360 датчиков приспособлен для осуществления связи беспроводного удаленного датчика посредством проводного соединения 362 на ограниченных расстояниях в условиях буровой скважины, как это известно специалистам.

Запоминающее устройство 330 может быть использовано для хранения данных от датчиков, результатов обработки сигналов, данных, полученных за длительные периоды, и компьютерных программ, выполняемых процессором 320. Часть памяти 330 может быть расположена вне процессора 320, а часть - внутри процессора 320. Запоминающее устройство 330 может включать динамическую оперативную память (динамическое ЗУ), статическую оперативную память (статическое ЗУ), постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), энергонезависимое запоминающее устройство с произвольной выборкой (энергонезависимое ЗУПВ), например флэш-память, электрически стираемое программируемое постоянное ЗУ (ЭСППЗУ) или их комбинации. В варианте осуществления, показанном на фиг.6, запоминающее устройство 330 представляет собой комбинацию статического ЗУ в процессоре (не показано), флэш-памяти 330 в процессоре 320, и внешней флэш-памяти 330. Использование флэш-памяти может быть желательно для работы с малым энергопотреблением и необходимостью сохранения информации при отсутствии электропитания запоминающего устройства 330.

В модуль 300 анализа данных может быть включен порт связи для присоединения к внешним устройствам, например MWD системе 146 связи и удаленной системе 390 обработки. Порт связи 350 может быть приспособлен для использования с линией 352 прямой связи с удаленной системой 390 обработки с использованием прямого проводного соединения или протокола беспроводной связи, например протоколов инфракрасной связи BLUETOOTH® и стандарта 802.11 a/b/g. При использовании прямого соединения модуль 300 анализа данных может быть приспособлен для связи с удаленной системой 300 обработки, например компьютером, портативным компьютером и "электронным секретарем", в случае если буровое долото 200 находится вне скважины. Таким образом, линия 352 прямой связи может быть использована для выполнения различных функций, например для загрузки программного обеспечения и его обновления, для подготовки к работе модуля 300 анализа данных путем загрузки конфигурационных данных и для загрузки данных выборки и данных анализа. Порт 350 связи также может быть использован для ввода запроса в модуль 300 анализа данных на получение информации, относящейся к буровому долоту 200, например серийного номера долота, серийного номера модуля анализа данных, версии программного обеспечения, полного времени наработки долота и других данных о долоте, полученных за длительные периоды, которые могут храниться в энергонезависимом ЗУПВ.

Порт 350 связи может также быть приспособлен для связи с MWD системой 146 связи в компоновке низа бурильной колонны посредством проводной или беспроводной линии 354 связи и протокола, обеспечивающего связь с удаленным абонентом на ограниченных расстояниях в условиях буровой скважины, как это известно специалистам. Один из известных способов передачи сигналов данных к соседнему вспомогательному узлу в бурильной колонне (фиг.1) изображен, описан и заявлен в US 4884071 под названием "Скважинный инструмент с соединителем на эффекте Холла", выданном 28 ноября 1989 г. (Howard).

MWD система 146 связи может, в свою очередь, передавать данные от модуля 300 анализа данных к удаленной системе 390 обработки, используя гидроимпульсный телеметрический канал 356 связи или другое средство связи, подходящее для связи на сравнительно больших расстояниях, встречающихся в буровых работах.

Процессор 320 в варианте осуществления, показанном на фиг.6, приспособлен для обработки, анализа и хранения собранных данных датчиков. Для дискретной выборки аналоговых сигналов от различных датчиков 340 процессор 320 в настоящем варианте осуществления включает цифроаналоговый преобразователь (ЦАП). Специалистам, однако, должно быть понятно, что настоящее изобретение может быть выполнено с одним или более внешними ЦАП, включенными между датчиками 340 и процессором 320. Кроме того, процессор 320 в данном варианте осуществления включает внутреннее статическое ЗУ и энергонезависимое ЗУПВ. Специалистам, однако, должно быть понятно, что настоящее изобретение может быть выполнено только с внешним по отношению к процессору 320 запоминающим устройством, а также и в варианте без внешнего запоминающего устройства 330 и только с внутренней памятью 330 процессора 320.

В варианте осуществления, показанном на фиг.6, используется батарейное питание в качестве рабочего источника 310 питания. Батарейное питание обеспечивает работу без необходимости подсоединения к другому источнику питания в процессе буровых работ. При батарейном питании, однако, вопрос экономии энергии становится важным для настоящего изобретения. В результате продолжительность работы батарей может быть увеличена за счет использования процессора 320 и запоминающего устройства 330 с малым потреблением. По аналогии для настоящего изобретения могут иметь значение и другие способы снижения энергопотребления.

В варианте осуществления, представленном на фиг.6, показаны контроллеры 316 питания для управления подачей питания к запоминающему устройству 330, акселерометрам 340А и магнетометрам 340М. С помощью этих контроллеров 316 питания программа, установленная в процессоре 320, может управлять шиной 326 подачи питания, включая сигналы управления для индивидуального включения сигнала 314 напряжения к каждому компоненту, подключенному к шине 326 подачи питания. В то время как сигнал 314 напряжения показан на фиг.6 как один сигнал, для специалиста должно быть понятно, что для различных компонентов могут потребоваться различные напряжения. Таким образом, сигнал 314 напряжения может представлять собой шину, включающую напряжения, необходимые для питания различных компонентов.

Несколько акселерометров 340А могут включать три акселерометра 340А, расположенные по осям прямоугольной системы координат. Аналогично несколько магнетометров 340М могут включать три магнетометра 340М, расположенные по осям прямоугольной системы координат. В то время как в пределах области притязаний настоящего изобретения может использоваться любая система координат, на фиг.3А представлена прямоугольная система координат, определяющая ось z расположенной вдоль продольной оси вращения бурового долота 200, ось х расположенной перпендикулярно оси z, и ось у расположенной перпендикулярно осям z и х с образованием тройки ортогональных осей декартовой системы координат. Поскольку модуль 300 анализа данных может быть использован и при вращении бурового долота 200, и при положении бурового долота 200, отличающегося от вертикального, координатную систему можно считать вращающейся прямоугольной системой координат с изменяющейся ориентацией по отношении к неподвижно расположенной на поверхности буровой установке 110 (фиг.1).

Акселерометры 340А в соответствии с вариантом осуществления, показанном на фиг.6, при их включении и получении от них выборки сигналов показывают величину ускорения бурового долота вдоль по меньшей мере одной из трех ортогональных осей. Модуль 300 анализа данных может включать дополнительные акселерометры 340А для получения системы с избыточностью, в которой могут быть подключены или отключены разные акселер