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Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zum
Bestimmen der Porosität einer untertägigen Formation während deren
Abteufens. Die Kenntnis der Porosität der durchteuften Formationen während
des Abbohrens eines Öl- oder Gasbohrlochs ist nützlich sowohl für die
Lösung einer Anzahl von Abteufproblemen, wie die Bestimmung der
durchteuften Formation durch Korrelation mit versetzten Bohrlöchern und
Vermeiden von Ausbrüchen durch Überwachung von Kompaktierungstrends, als
auch für die Abschätzung der Menge an Kohlenwasserstoff, die aus dem
Bohrloch förderbar ist.
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Die Porosität einer Formation kann abgeschätzt werden aus
Messungen, die mit am Kabel hängenden Dichte-, Neutronen- und
akustischen Logsonden erfolgen. Alle diese haben den Hauptnachteil, daß die
Messungen erst dann erfolgen können, wenn der Bohrstrang aus dem
Bohrloch gezogen worden ist, so daß sie erst mehrere Tage nach dem Abteufen
der Formation erfolgen können. Sie können deshalb nicht verwendet
werden, um bei der Lösung laufender Bohrprobleme zu helfen.
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Eine Anzahl mathematischer Modelle des Bohrprozesses setzen
die Eindringrate eines Bohrkopfes in Beziehung mit der Bohrkopflast, der
Bohrkopfdrehzahl, der Bohrkopfgeometrie und dem Verschleißzustand, wie
auch der Bohrfestigkeit des durchteuften Gesteins. Man hat Korrelationen
angewandt zwischen der Porosität eines Gesteins bekannten Gesteinstyps
und der Bohrkopfeindringrate, entweder allein oder kombiniert mit
anderen Parametern, um den Wert der Porosität anzunähern. Ein Beispiel
ist gegeben in dem Artikel mit dem Titel "The drilling porosity log",
der Society of Petroleum Engineer (SPE) von W. A. Zoeller, Referenz SPE
3066, und vorgetragen auf dem 45. SPE Annual Fall Meeting, 1972. Ein
anderes Beispiel ist in US-Patent 4,064,749 wiedergegeben, wo eine
Beziehung vorgestellt wird zwischen den folgenden Parametern:
Drehmoment, Bohrkopflast, Drehzahl des Bohrkopfes, Bohrkopfdurchmesser,
Eindringrate und atmosphärische Druckfestigkeit. Dieses Verfahren hat
gute Resultate ergeben, leidet jedoch an dem Nachteil, daß die
Eindringrate erheblich beeinflußt wird durch andere Eigenschaften des Gesteins
als seine Porosität sowie durch andere Faktoren. Infolgedessen sind die
Korrelationen zwischen Porosität und Bohrkopfeindringrate, entweder
allein oder kombiniert mit anderen Parametern, beschränkt auf gegebene
geographische Bereiche und ändern sich von einer Stelle zur anderen.
Zusätzlich sind mehr Messungen erforderlich im Vergleich mit der
vorliegenden Erfindung, wie die Tiefe und die Umläufe des Kopfes.
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Ein anderes Beispiel für die Anwendung von Korrelationen
zwischen mehreren Bohrparametern ist wiedergegeben in dem Artikel mit dem
Titel "Separating bit and lithological effects from drilling mechanics
data" von I. G. Falconer et al, veröffentlicht von der Society of
Petroleum Engineers unter der Referenz IADC/SPE 17191. In diesem Artikel
wird eine qualitative Angabe der Lithologie der Formation, die
durchteuft wird, angegeben durch Aufzeichnen des Verhältnisses
Drehmoment/(Bohrkopflast.D) über 1/FORS, wobei FORS die Formationsfestigkeit ist
und D der Durchmesser des Bohrkopfes.
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Ein weiteres Beispiel ist gegeben in US-Patent 4,685,329, bei
dem eine Korrelation zwischen den Parametern Drehmoment, Bohrkopflast,
Eindringrate und Rotationsrate hauptsächlich verwendet wird für die
Überwachung der Änderung im Verschleißzustand des Bohrkopfes. Für einen
bekannten Verschleißzustand des Bohrkopfes können jedoch weiche und
harte Formationen unterschieden werden.
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Diese Erfindung schafft ein Mittel für die Bestimmung der
Porosität einer Formation während der Zeit ihres Abteufens durch Anwendung
von Messungen des auf dem Bohrkopf oder Bohrbit lastenden Gewichts und
des Drehmoments, das für die Rotation des Bits erforderlich ist. Diese
Messungen erfolgen vorzugsweise unter Tage mittels Einrichtungen, die
unmittelbar oberhalb des Bohrbits im Bohrstrang plaziert werden. Sie
sind handelsüblich bei der Technik des Messens während des Bohrens
(MWD).
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Gemäß der vorliegenden Erfindung wird ein Verfahren zum
Bestimmen der Porosität einer untertägigen Formation geschaffen, die von
einem Rotationsbohrbit (14) durchteuft wird, das am unteren Ende eines
Bohrstrangs (11) montiert ist, umfassend die Schritte der Messung des
Drehmoments (TOR) und des Gewichtes (WOB), die auf das Bit (14) während
des Durchteufens der untertägigen Formation einwirken; Bestimmen der
Wirkung der Geometrie des Bohrbits (14), auf das Drehmoment- und
Bohrbitgewicht ansprechend; und Bestimmen der Porosität (φ) der Formation,
die durchteuft wird aus den gemessenen TOR und WOB; Berücksichtigen der
Wirkung der Geometrie des Bohrbits (14), dadurch gekennzeichnet, daß die
Porosität (φ) bestimmt wird aus der Beziehung TOR = (k1 + k&sub2;φ) WOBa,
worin k1, k&sub2; und a Konstanten sind, die in Beziehung stehen mit der
Bitgeometrie, und der Schritt der Bestimmung von k&sub1;, k&sub2; und a, das
Abbohren mit dem Bit oder mit einem Bit im wesentlichen identischer
Geometrie im Gelände oder im Labor von Formationen unterschiedlicher
bekannter Porositäten umfaßt, das Messen aufeinanderfolgender Werte von
Drehmoment und Gewicht, die auf das Bit beim Bohren einwirken, und
Korrelieren der aufeinanderfolgenden Werte und der bekannten Porositäten
zum Etablieren einer experimentellen Aufzeichnung von TOR als Funktion
von WOB und Porosität entsprechend der Geometrie des Bohrbits.
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Die für die Geometrie des Bohrbits charakteristischen
Parameter k&sub1;, k&sub2; und a können entweder durch mathematisches Modellieren oder
durch Experimente bestimmt werden. Beispielsweise kann der Wert des
Parameters a bestimmt werden durch Messen aufeinanderfolgender Werte von
TOR und WOB, wenn das Bit durch dieselbe Formation von im wesentlichen
konstanter Porosität bohrt. Die Werte der Parameter k&sub1; und k&sub2; können
bestimmt werden durch Messung aufeinanderfolgender Werte von TOR und WOB
für dieselben Bitbohrformationen bei mindestens zwei bekannten
unterschiedlichen Porositäten.
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Wo angemessen, wird der Bitverschleiß bestimmt während des
Abteufens, und die Werte von k&sub1; und k&sub2; werden dementsprechend
nachgestellt.
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Damit die Merkmale und Vorteile der vorliegenden Erfindung
besser verstanden und gewürdigt werden, werden die nachfolgenden
Beispiele vorgelegt unter Bezugnahme auf die beigefügten Zeichnungen, in
denen:
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Figur 1 eine schematische Darstellung eines Bohrrigs und eines
Bohrlochs ist mit einem darin aufgehangenen Bohrstrang, der eine
Sensorvorrichtung für die Messung des Drehmoments und des auf dem Bit
lastenden
Gewichts unter Tage umfaßt.
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Figur 2 ein schematisches Diagramm der Drehmoment- und
Bitlastmeßmittel zeigt.
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Figur 3 ein Diagramm des Drehmoments über der Bitlast für
unterschiedliche Werte der Porosität ist.
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Figur 4 Logs von Bitlast, Drehmoment und Porosität
repräsentiert.
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Figur 5 den Einfluß des Bitzahnverschleißes auf das
Bitdrehmoment für einen Fräszahnbit illustriert.
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Gemäß Figur 1 umfaßt eine Vorrichtung, geeignet für die
Ausführung eines Verfahrens gemäß der vorliegenden Ausführungsform der
Erfindung, eine Abteufmeßsonde (MWD) 10, die hängend angekoppelt ist an
das Ende eines Bohrstrangs 11, bestehend aus einem oder mehreren
Bohrkrägen 12 und einer Mehrzahl von tandemverbundenen Stoßstellen 13 eines
Bohrstrangs. Erdbohrmittel, wie ein konventionelles Bohrbit 14, sind
unterhalb der MWD-Sonde positioniert. Der Bohrstrang 11 wird in
Umdrehung versetzt mittels eines Drehtisches 16 auf einem konventionellen
Bohrrig 15 über Tage. Bohrspülung wird durch den Bohrstrang 11
zirkuliert und durch das Bit 14 in Richtung der Pfeile 17 und 18.
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Wie in Figur 1 wiedergegeben, umfaßt die Sonde 10 ferner einen
starkwandigen Rohrkorpus, der Last- und Drehmomentmeßmittel 20
einschließt, ausgebildet für die Messung des Drehmoments (TOR) und der Last
(WOB), die auf das Bohrbit 14 einwirken. Typische
Datenübertragungsmittel 21 sind ausgebildet für die Übertragung kodierter akustischer
Signale, die repräsentativ sind für den Ausgang der Sensoren 20 nach über
Tage über den abwärtsströmenden Spülungsstrom in dem Bohrstrang 11.
Diese akustischen Signale werden in elektrische Signale mittels eines
Umsetzers 34 an der Erdoberfläche gewandelt. Die elektrischen Signale
werden analysiert durch entsprechende Datenverarbeitungsmittel 33 über
Tage.
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Wie angedeutet, umfaßt die bevorzugte Ausführungsform ein
MWD-System zum Ausführen der Drehmoment- und Bitlastmessungen unter
Tage, um nicht die Friktionen des Bohrstrangs längs der Wandung des
Bohrlochs in Rechnung stellen zu müssen. Für flache, vertikale
Bohrlöcher
jedoch können das Drehmoment und die Bitlast von übertägigen
Messungen bestimmt werden, wenn diese Reibungen vernachlässigbar sind.
Zu diesem Zweck sind über Tage konventionelle Sensoren für die Messung
der Hakenlast und des Drehmoments, die auf den Bohrstrang übertragen
werden, mit 36 bzw. 37 bezeichnet, über Tage angeordnet. Ein
Gesamttiefensensor (nicht gezeigt) ist vorgesehen, um eine Korrelation der
Messungen gegen die Tiefe zu ermöglichen.
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In Figur 2 ist der äußere Korpus 24 der Kraftmeßmittel 20
etwas schematisch wiedergegeben zur Illustration der räumlichen
Beziehungen der Meßachsen des Korpus, wenn die Kraftmeßmittel 20 die Last
und das Drehmoment messen, die auf das Bohrbit 14 während einer
typischen Abteufoperation einwirken.
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Der Korpus 24 hat eine Längs- oder Axialbohrung 25
entsprechenden Durchmessers für das Führen des Stromes an Bohrspülung, die
durch den Bohrstrang 11 fließt. Der Korpus 24 ist mit einem Satz von
radialen Öffnungen B1, B2, B3 und B4 versehen, deren Achsen sämtlich in
einer Querebene liegen, welche die Längs-Z-Achse 26 des Korpus
schneidet. Es ist natürlich zu bemerken, daß in der dargestellten Anordnung
des Korpus 24 der Kraftmeßmittel 20 diese Öffnungen zusammenwirkend so
positioniert sind, daß sie jeweils miteinander in der Querebene
ausgefluchtet sind, welche die Z-Achse 26 des Korpus senkrecht durchsetzt.
Beispielsweise ist, wie dargestellt, ein Paar von Löchern B1 bzw. B2 auf
einander gegenüberliegenden Seiten des Korpus 24 angeordnet und axial
miteinander ausgefluchtet, so daß ihre jeweiligen zentralen Achsen in
der Querebene liegen und gemeinsam eine X-Achse 27 definieren, die
senkrecht steht zur Z-Achse 26 des Korpus. In gleicher Weise sind die
anderen beiden Öffnungen B2 und B4 an diametral gegenüberliegenden
Seiten des Korpus 24 positioniert und winkelmäßig um 90 Grad versetzt
gegenüber dem ersten Satz von Öffnungen B1 und B3, so daß ihre
ausgefluchteten zentralen Achsen jeweils die Y-Achse 28 senkrecht zur Z-Achse
26 wie auch zur X-Achse 27 definieren.
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Um die nach unten auf den Korpus 24 wirkenden Längskräfte zu
bemessen, um so die wirksame WOB zu bestimmen, sind Kraftsensormittel in
jedem Quadranten der Öffnungen B1 und B3 montiert. Um maximale
Empfindlichkeit
zu erzielen, sind diese Kraftsensormittel (wie typische
Dehnmeßstreifen 41a bis 41d und 43a bis 43d) jeweils bei 0-Grad-, 90-Grad-,
180-Grad- und 270-Grad-Positionen innerhalb der Öffnungen B1 und B3
montiert. In ähnlicher Weise sind zum Messen des Drehmoments, das auf
den Korpus 24 einwirkt, Drehkraftsensormittel, wie typische
Dehnmeßstreifen (nicht dargestellt), in jedem Quadranten der Öffnungen B2 und
B4 montiert. Maximale Empfindlichkeit wird erreicht durch Montieren der
Dehnmeßstreifen bei 45-Grad-, 135-Grad-, 223-Grad- und
315-Grad-Positionen in den Öffnungen B2 und B4. Die Messung der Bitlast wird erzielt
durch Anordnung der verschiedenen Dehnmeßstreifen 41a bis 41d und 43a
bis 43d in einer typischen Wheatstone-Brücke zum Erzeugen entsprechender
Ausgangssignale (nämlich WOB). In gleicher Weise werden die
Drehmomentmessungen erzielt durch Anschließen der verschiedenen Dehnmeßstreifen
der Öffnungen B2 - B4 in eine andere Brücke, die entsprechende
Ausgangssignale erzeugt (nämlich TOR). Eine vollständige Beschreibung einer
Bitlast- und Momentenmeßvorrichtung ist gegeben im US-Patent 4,359,989,
das hier durch Bezugnahme inkorporiert wird.
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Ein mathematisches Modell ist entwickelt worden zum Bestimmen
der Beziehung zwischen der Bohrreaktion eines bestimmten Bits und der
Lithologie des durchteuften Gesteins. Das Modell sieht eine Beziehung
der Form vor:
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TOR = f {WOB, Bitgeometrie, Lithologie} (1)
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Wenn die Bitgeometrie bekannt ist, ermöglichen die Ausdrücke der obigen
Form die Interpretation der Bohrparameter TOR und WOB in Ausdrücken der
Lithologie des durchteuften Gesteins. Der Ausdruck (1) ist besonders
interessant, weil er unabhängig ist von der Eindringrate und der
Drehzahl des Bohrkopfes. Zusätzlich macht der Ausdruck Gebrauch von dem
Drehmoment, das unempfindlich ist gegenüber der Drehzahl des Bits im
Bereich der Drehzahlen, die für das Abteufen eingesetzt werden.
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Experimentell ist gezeigt worden, daß der Schlüsselparameter,
der die Lithologieabhängigkeit von (1) bestimmt, die Porosität (phi)
ist. Es ist dann möglich, die Parameter TOR, WOB und phi in einer
Beziehung
auszudrücken, die besonders geeignet ist für die Interpretation
von an Ort und Stelle gewonnenen Daten.
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Bohrexperimente sind ausgeführt worden; sie haben ergeben, daß
das Drehmoment mit der Bitlast und der Porosität der durchteuften
Formation in Beziehung gesetzt werden kann durch
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TOR = (k&sub1; + k&sub2;.phi) WOBa (2)
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worin k&sub1;, k&sub2; und a charakteristisch sind für die Geometrie des
verwendeten Drillbits. Die Werte dieser Parameter hängen ab von der Größe des
Bits und dem Typ von Bit (Mehrkonusbit oder
Polykristallindiamantkarbidbit (PDC) beispielsweise).
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Eine erste Alternative zum Bestimmen der Porosität einer
durchteuften Formation an Ort und Stelle ist die Verwendung von
Diagrammen, welche das Drehmoment über der Bitlast für unterschiedliche
Porositäten wiedergeben, wobei jedes Diagramm spezifisch ist für eine
Geometrie des Drillbits. Figur 3 zeigt ein Diagramm, Drehmoment über
Bitlast, für verschiedene Porositäten phi&sub1;, phi&sub2; und phi&sub3;, wobei der
Wert der Porosität von phi&sub1; bis phi&sub3; zunimmt. Das Diagramm kann
experimentell hergestellt werden im Labor durch Bohren mit einer bestimmten
Bohrbitgeometrie von Formationen unterschiedlicher bekannter Porositäten
und durch Messen der aufeinanderfolgenden Werte des Drehmoments mit
Veränderungen der Bitlast. Die Diagramme können auch abgeleitet werden
von an Ort und Stelle gewonnenen Daten, wenn Formationen
unterschiedlicher bekannter Porositäten abgeteuft werden und durch Messen der
Drehmomentwerte für unterschiedliche Bitlast. Dann kann die Porosität einer
durchteuften Formation leicht gewonnen werden aus dem Diagramm
entsprechend der Geometrie des angewandten Bohrbits durch Messen mindestens
eines Wertes von Drehmoment und Bitlast. Wenn beispielsweise in Figur 3
der Wert des Drehmoments gleich t ist und der Wert der Bitlast w ist,
dann ist die Porosität gleich phi&sub2;.
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Eine andere Alternative zum Bestimmen der Porosität besteht
darin, zunächst die Werte der Parameter k&sub1;, k&sub2; und a für die Geometrie
des verwendeten Bohrbits zu berechnen. Parameter a wird bestimmt durch
Messen aufeinanderfolgender Werte des Drehmoments und der Bitlast beim
Abteufen einer Formation bekannter konstanter Porosität. Dann wird
beispielsweise durch Aufzeichnen des Drehmomentlogarithmus über dem
Bitlastlogarithmus die Steigung der Kurve bestimmt, die gleich a ist (dies
ist klar entnehmbar aus Zeichnung 2). Experimentell ist demonstriert
worden, daß der Wert des Parameters a zwischen 0,5 bis 2 variieren kann,
doch mit größerer Wahrscheinlichkeit zwischen 1 und 1,5. In den meisten
Fällen jedoch ist ein guter Näherungswert des Parameters a 1,2 oder
1,25. Um die Werte der Parameter k&sub1; und k&sub2; zu bestimmen, wird dasselbe
Bohrbit verwendet zum Abbohren von Gesteinen unterschiedlicher bekannter
Porositäten, und die aufeinanderfolgenden Werte von Drehmoment und
Bitlast werden gemessen. Ein einfacher Weg beispielsweise, um den Wert
des Parameters k&sub2; zu erhalten, ist durch Bohren mit derselben Bitlast
von mindestens zwei Gesteinen unterschiedlicher bekannter Porositäten
und Messen der entsprechenden beiden Werte des Drehmoments. Der Wert von
k&sub2; wird dann leicht aus Gleichung (2) gewonnen unter der Annahme, daß
der Wert des Parameters a bekannt ist. Wenn k&sub2; bekannt ist, wird der
Wert von k&sub1; direkt abgeleitet aus Gleichung (2). Eine andere Alternative
zum Bestimmen der Werte der Parameter k&sub1;, k&sub2; und a bestünde darin,
mathematisch die Wechselwirkung des Bohrbittyps mit Formationen
bekannter Porositäten mathematisch zu modellieren.
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Bei Kenntnis der Werte der Parameter k&sub1;, k&sub2; und a, welche das
verwendete Bit charakterisieren, kann die Porosität aus gemessenem
Drehmoment und Bitlastwerten berechnet werden unter Verwendung des
folgenden, aus Gleichung (2) abgeleiteten Ausdrucks
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phi = {(TOR/WOBa) - k&sub1;} / k&sub2; (3)
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Das Drehmoment und die Bitlast sollten bei geeigneten Intervallen
während des Abteufens gemessen werden, etwa einmal bei jedem
abgeteuften Fuß, und die Porosität der an diesem Punkt durchteuften Formation
kann unter Anwendung von Gleichung (3) berechnet werden. Falls
erwünscht, kann dann die berechnete Porosität aufgezeichnet werden als
eine Funktion der Tiefe oder eines anderen geeigneten Indexparameters
zum Herstellen eines Logs der Porosität für die durchteuften
Formationen. Ein Beispiel eines solchen Logs ist in Figur 4 gezeigt, in der die
Porosität phi (Figur 4a), ausgedrückt in %, aufgezeichnet ist als
Funktion der durchteuften Tiefe (in Metern). Ein Beispiel für Portland-
Kalkstein mit der Form eines Zylinders von 1 Meter Höhe und 60
Zentimetern Durchmesser wurde durchteuft mit einem Hughes-J3-Dreikonusbit.
Die Werte von TOR (in Nm) und WOB (in kN) wurden aufgezeichnet und
aufgetragen (Figur 4b bzw. 4c) als eine Funktion der durchteuften Tiefe (in
Metern). Die Werte der Porosität, aufgetragen als ein Log und
repräsentiert in Figur 4a, wurden dann berechnet aus Gleichung (3) mit a = 1,2.
Einige wenige Kerne wurden aus der Probe genommen für unterschiedliche
Tiefen und ihre Porositäten gemessen mittels konventioneller
Laborkernprüfmittel. Diese Messungen sind in Figur 4 durch Kreuze repräsentiert.
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Die Geometrie einiger Bohrbits ändert sich mit Verschleiß
derart, daß die das Bit charakterisierenden Parameter sich ändern
können, wenn das Bit verschleißt während des Bohrens. In diesem Falle
muß der Bitverschleiß während des Abteufens bestimmt werden und die
Werte der das Bit charakterisierenden Parameter entsprechend
nachgestellt werden. Wenn man, wie das in der Industrie üblich ist, den
Verschleißzustand mit dem Abstufsymbol T bezeichnet, das von 0 für ein
unverschlissenes Bit bis 8 für ein Bit, bei dem die schneidende
Struktur vollständig verschlissen ist, bezeichnet, kann der Einfluß des
Bitverschleißes auf die das Bit charakterisierenden Parameter repräsentiert
werden durch:
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k&sub1; = k&sub1; (T) und k&sub2; = k&sub2; (T) (4)
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Eine geeignete funktionelle Form für diese Ausdrücke ist:
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k&sub1; = k&sub1;&sub0; + k&sub1;&sub1;.T und k&sub2; = k&sub2;&sub0; + k&sub2;&sub1;.T (5)
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worin k&sub1;&sub0;, k&sub1;&sub1;, k&sub2;&sub0; und k&sub2;&sub1; charakteristisch sind für das verwendete
Bit.
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Figur 5 illustriert den Einfluß des Bitzahnverschleißes auf
das Bitdrehmoment für ein Fräszahnbit für zwei Gesteine
unterschiedlicher Porositäten phi&sub1; (bei dem es sich um Marmor handelte) und phi&sub2; (bei
dem es sich um Sandstein handelte), wobei phi&sub1; niedriger ist als phi&sub2;.
Das Verhältnis TOR/WOBa ist aufgezeichnet worden als Funktion des
Bitverschleißabstufgrades T für zwei unterschiedliche Porositäten phi&sub1; und
phi&sub2; und für a = 1,2. Durch Kombinieren der Ausdrücke (2) und (5) erhält
man:
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TOR/WOBa = k&sub1;&sub0; + k&sub1;&sub1;T + (k&sub2;&sub0; + k&sub2;&sub1;T) phi (6)
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Die Kurven, die TOR/WOBa als Funktion von T repräsentieren, sind gerade
Linien für konstante Werte von phi. Mit der Annahme phi=0 (was der Fall
in Figur 5 für die Kurve phi&sub1; ist) wird Ausdruck (6):
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TOR/WOBa = k&sub1;&sub0; + k&sub1;&sub1;T
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Es ist demgemäß offensichtlich, daß k&sub1;&sub0; der Schnittpunkt in Figur 5 der
geraden Linie phi&sub1; mit der Ordinatenachse (für T = 0) ist und daß k&sub1;&sub1;
die Steigung der Linie ist.
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Ausdruck (6) kann auch wie folgt geschrieben werden:
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TOR/WOBa = (k&sub1;&sub0; + k&sub2;&sub0;phi) + (k&sub1;&sub1; + k&sub2;&sub1;phi)T (7)
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Die Werte der Parameter k&sub2;&sub0; und k&sub2;&sub1; können einfach abgeleitet werden aus
Ausdruck (7) bei Kenntnis der Werte der Porosität derart, daß phi = phi&sub2;
in Figur 5 und die Werte von k&sub1;&sub0; und k&sub1;&sub1; wie vorher bestimmt sind.
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Ein Verfahren zum Bestimmen des Verschleißes des Bits ist
beispielsweise beschrieben in US-Patent 4,685,329, das hier durch
Bezugnahme inkorporiert wird. Andere Verfahren könnten auch verwendet
werden. Wenn man den augenblicklichen Verschleißzustand T des Bits
bestimmt hat, werden die entsprechenden Werte der das Bit
charakterisierenden Parameter k&sub1; und k&sub2; berechnet, und die Porosität wird dann
berechnet unter Verwendung der Gleichung (3). Wiederum kann ein
Porositätslog aufgezeichnet werden, falls dies erwünscht ist.
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Das Verschleißproblem ist nur wesentlich im Falle von
Fräszahnbits und keine Korrektur bezüglich Verschleiß ist erforderlich im
Falle von Einsatzbits, falls nicht Zähne ausgebrochen sind.
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Die Bestimmung der Porosität und der Parameter, die
charakteristisch sind für die Geometrie des Drillbits, erfolgten in der obigen
Beispielsbeschreibung graphisch. Für Fachleute ist offensichtlich, daß
sie durch Berechnung und Vergleichsschritte innerhalb eines Computers
erfolgen könnten.