NL8000761A

NL8000761A - SYSTEM FOR MEASURING FORCES IN THE BOTTOM PART OF A BOREHOLE.

Info

Publication number: NL8000761A
Application number: NL8000761A
Authority: NL
Original assignee: Standard Oil Co
Priority date: 1979-02-28
Filing date: 1980-02-07
Publication date: 1980-09-01
Also published as: GB2113275A; BR8001157A; GB2113275B; GB2043747A; NO800553L; EG13909A; CA1134257A; GB2043747B

Description

Systeem voor het meten van krachten in het benedenste deel van een boorgat.System for measuring forces in the lower part of a borehole.

De uitvinding heeft betrekking op een systeem voor het boren van gaten in de aarde en in het bijzonder op gaten welke geboord worden voor olie en gas met een baan met een horizontale component. Bij vele lokaties en in het bijzonder in buitengaatse lokaties waarbij een 5 groot aantal putten, bijv. 32, kunnen worden geboord vanuit een enkelvoudig platform, kan de bodem van de afzonderlijke putten horizontaal op verscheidene duizende voet van de plaats van het platform zijn gelegen. Bij een uitvoeringsvorm van de uitvinding wordt gedurende het boren de kracht op de boorkop loodrecht op zijn as gemeten. Een 10 indicatie van deze gemeten kracht wordt gezonden naar het aardoppervlak waar het door de boormeester wordt gebruikt om het boren te regelen zodat de put de juiste baan krijgt. Tenzij de boorkop wordt getrokken, zullen de functies welke kunnen worden gewijzigd met inbegrip van wijzigen van het op de boorkop uitgeoefende gewicht, de rotatiesnel-15 heid van de boorkop en de hydraulische gegevens ,3 welke allen de richting van de boorkop beïnvloeden, gedurende het boren hun invloed uitoefenen.The invention relates to a system for drilling holes in the earth and in particular to holes drilled for oil and gas with a track with a horizontal component. In many locations and particularly in offshore locations where a large number of wells, eg 32, can be drilled from a single platform, the bottom of the individual wells may be horizontally several thousands of feet from the location of the platform. In one embodiment of the invention, during drilling, the force on the drill bit is measured perpendicular to its axis. An indication of this measured force is sent to the surface of the earth where it is used by the drill master to control drilling so that the well gets the proper path. Unless the drill bit is pulled, the functions which can be changed including changing the weight applied to the drill bit, the rotation speed of the drill bit and the hydraulic data, all of which affect the direction of the drill bit, during drills exert their influence.

De uitvinding kan hetzij worden toegepast op een systeem met een motor in het boorgat of op een systeem waarbij de boorkop wordt ge-20 roteerd door roteren van een kolomboorpijpen of op een combinatie daarvan.The invention can be applied either to a downhole motor system or to a system in which the drill bit is rotated by rotating a drill press or a combination thereof.

De uitvinding kan ook worden toegepast met een werkwijze voor het boren van een boorgat waarbij een motor in het boorgat met een roterend onderstuk is voorzien van een oriënterend onderstuk of cilin-25 der welke gekoppeld is met de motor in het boorgat. Gedurende het boren wordt de zijdelingse druk op het roterende onderstuk of boorkop gemeten en naar het aardoppervlak overgedragen. Ook wordt de kracht tussen het oriënterende onderstuk en de boorgatwand gemeten waarbij deze gemeten kracht ook naar het aardoppervlak wordt overgedragen, 80 0 0 7 61The invention can also be practiced with a borehole drilling method in which a downhole motor with a rotating base is provided with an orienting base or cylinder coupled to the downhole motor. During drilling, lateral pressure on the rotating base or chuck is measured and transferred to the earth's surface. Also, the force between the orienting base and the borehole wall is measured and this measured force is also transferred to the earth's surface, 80 0 0 7 61

Jf 2Jf 2

Deze overgedragen metingen van krachten worden dan aan het aardoppervlak gebruikt om enige corrigerende handeling te bepalen welke noodzakelijk kunnen zijn voor het bedienen van de motor in het boorgat en het oriënterende onderstuk.These transmitted force measurements are then used at the surface of the earth to determine any corrective action that may be necessary to operate the downhole motor and orienting body.

5 De uitvinding zal nader worden uit een gezet in de volgende be schrijving met betrekking tot de tekening.The invention will be further explained in the following description with respect to the drawing.

Fig. 1 toont een put welke wordt geboord in een bepaalde richting welke afwijkt van de verticaal.Fig. 1 shows a well that is drilled in a certain direction that deviates from the vertical.

Fig. 2 toont een boorstelsel in een boorgat en voorzien van een 10 uitvoeringsvorm van de uitgevonden middelen voor het meten van de zijwaartse kracht in het boorgat gedurende het boren.Fig. 2 shows a borehole drilling system and provided with an embodiment of the invented means for measuring the lateral force in the borehole during drilling.

Fig. 3 is een doorsnede langs de lijn Ill-Ill van fig. 2.Fig. 3 is a sectional view taken along line Ill-Ill of FIG. 2.

Fig. b toont een andere uitvoeringsvorm van de opstelling van de krachtmeters van de inlichting volgens fig. 2, 15 Fig. 5 is een doorsnede langs de lijn IV-IV van fig.Fig. b shows another embodiment of the arrangement of the force gauges of the device according to fig. 2, fig. 5 is a section along line IV-IV of FIG.

Fig. 6 toont een uitvoeringsvorm van de stabilisatoren in het boorgat,Fig. 6 shows an embodiment of the downhole stabilizers,

Fig. 7 toont een uitvoeringsvorm van de boormotor in het boorgat met bijbehorende afbuigmiddelen welke zijn gewijzigd om metingen van 20 de zijwaartse krachten op belangrijke punten te verkrijgen.Fig. 7 shows an embodiment of the downhole drill motor with associated deflection means which have been modified to obtain measurements of the lateral forces at key points.

Fig, 8 toont een uitvoeringsvorm van het opbouwstelsel in het boorgat.Fig. 8 shows an embodiment of the downhole build-up system.

Fig. 9 toont een uitvoeringsvorm van het bouwstelsel in het boorgat.Fig. 9 shows an embodiment of the downhole building system.

25 Fig. 10 toont vergroot de zwaarstangen waaraan een krachtmeter of belasting cel is toegevoegd.FIG. 10 shows enlarged heavy bars to which a force gauge or load cell has been added.

In fig. 1 is een boortoren 10 aangegeven welke wordt gebruikt voor het boren van het boorgat 12 en van waaruit een boorkolom 1^ is opgehangen met aan het ondereinde een boorstelsel 16, Het boorstelsel 16 30 onder in het boorgat omvat een boorkop 18 en hulpmiddelen zoals op de juiste wijze opgestelde stabilisatoren. De richting van het boorgat heeft drie componenten X, Y en Z. X is de richting, Y de helling en Z is de as van het boorgat. De zijdelingse· druk of krachten op het stelsel 16 in het boorgat en de boorkop 18 worden gemeten door meet-35 middelen welke in de andere figuren van de tekening zijn aangegeven.Fig. 1 shows a derrick 10 which is used for drilling the borehole 12 and from which a drill string 1 ^ is suspended with a drilling assembly 16 at the bottom end. The drilling assembly 16 30 at the bottom of the borehole comprises a drill bit 18 and tools such as properly arranged stabilizers. The direction of the borehole has three components X, Y and Z. X is the direction, Y is the slope and Z is the axis of the borehole. The lateral pressure or forces on the borehole assembly 16 and drill bit 18 are measured by measuring means indicated in the other figures of the drawing.

80 0 0 7 61 380 0 0 7 61 3

Deze metingen van zijdelingse krachten worden overgedragen naar de ontvanger 20 aan het aardoppervlak en vervolgens naar de gegevens verwerker 22. De informatie vanaf de oppervlakte ontvanger 20 kunnen de componenten X en Y van de zijdelingse kracht tonen. Door de kennis 5 van de componenten X en Y van de zijdelingse krachten kan men de mate bepalen waarmee de boorkop zijwaarts zal snijden gedurende het boren van het volgende stuk boorgat, bijv. 10 voet. De actuele meting van de resultanten van de samenwerkende zijdelingse krachten kan vele gegevens aan de boormeester mededelen, Indien bijv. een zeer sterke 10 zijdelingse kracht op de boorkop staat, toont dit aan dat een uitzonderlijke sterke bocht in het gat aanwezig is in het punt waar geboord wordt. Dit kan ongewenst zijn en maatregelen ter correctie kunnen genomen worden.Een zeer sterke zijwaartse kracht pp de boorkop kan ook de mogelijkheid aangegeven van een overgangsgebied of de aan-15 vang vanuit boren onder een sterk verschillende hoek. Een voorbeeld van een overmatig sterke zijdelingse kracht op de boorkop kan meer dan 2000 pond zijn. Het is duidelijk dat wetenschap van de zijdelingse kracht welke gedurende het boren optreedt, zeer bruikbaar is. Indien de resulterende zijdelingse kracht en richting bekend zijn, kan men 20 met een betrekkèlijk hoge mate van nauwkeurigheid de mate bepalen waarin de boorkop zijdelings zal snijden. Dit is besproken door Millheim, K. K. en Warren, T., "Side Cutting Characteristics of Rock Bits and Stabilizers While Drilling", SPE voordruk 751δ» Annual Meeting of the SPE in Houston, 1978. Indeze voordracht is niet aange-25 geven om de zijdelingse krachten in de boorgaten te meten of hoe dit te doen maar voorgesteld werd een wijze van benaderen of berekenen van de zijdelingse kracht. Zodra een indicatie is gegeven van de mate waarin of een voorspelling van hoever de boorkop horizontaal zal snijden in een vergeven verticale meting, kan men dan beslissen 30 welke carigerende actie indien noodzakelijk kan worden uitgevoerd. Corrigerende acties omvatten het instellen van het gewicht op de boorkop en het instellen van de rotatiesrd-heid. Een discussie van hoe aan het oppervlak beschikbare aanpassingen de baan kunnen beïnvloeden is aangegeven in het artikel "Eehavior of Multiple-Stabilizer Bottomhole 35 Assemblies" door Keith Millheim, The Oil ans Gas Journal, Jan. 1 1979.These lateral force measurements are transferred to the Earth surface receiver 20 and then to the data processor 22. The information from the surface receiver 20 may show the components X and Y of the side force. The knowledge of the components X and Y of the lateral forces makes it possible to determine the extent to which the drill bit will cut sideways during the drilling of the next piece of borehole, eg 10 feet. The actual measurement of the resultants of the co-acting lateral forces can communicate many data to the drill master. For example, if a very strong lateral force is applied to the drill bit, this shows that an exceptionally strong bend is present in the hole at the point where being drilled. This can be undesirable and corrective action can be taken. A very strong lateral force on the drill bit may also indicate the possibility of a transition region or start from drilling at a very different angle. An example of an excessively strong lateral force on the drill bit can be over 2000 pounds. It is clear that knowing the lateral force that occurs during drilling is very useful. If the resulting lateral force and direction are known, the degree to which the drill bit will cut laterally can be determined with a relatively high degree of accuracy. This has been discussed by Millheim, KK and Warren, T., "Side Cutting Characteristics of Rock Bits and Stabilizers While Drilling", SPE preprint 751δ »Annual Meeting of the SPE in Houston, 1978. This nomination is not indicated to to measure lateral forces in the boreholes or how to do so, but it has been proposed a way of approximating or calculating the lateral force. Once an indication is given of the extent to which or a prediction of how far the drill head will cut horizontally in a forgiven vertical measurement, it is then possible to decide which carving action can be taken if necessary. Corrective actions include adjusting the weight on the drill bit and adjusting the rotation speed. A discussion of how surface adjustments can affect orbit is indicated in the article "Eehavior of Multiple-Stabilizer Bottomhole 35 Assemblies" by Keith Millheim, The Oil ans Gas Journal, Jan. 1 1979.

80 0 0 7 61 y k80 0 0 7 61 y k

De richting van de zijdelingse kracht kan worden bepaald door perio-diek.meten van de verplaatsing van de boorkop in de vlakken van de helling en de richting (Y en X). Systemen waarmee dit uitvoerbaar is zijn beschikbaar zoals bijv. uit het Amerikaanse octrooischrift 5 3.713.089.The direction of the lateral force can be determined by periodically measuring the displacement of the drill bit in the planes of the slope and the direction (Y and X). Systems with which this is feasible are available, such as, for example, from US patent 5 3,713,089.

Fig, 2 toont een uitvoeringsvorm van een boortoestel voor opstelling in het boorgat voor het bepalen en overdragen van de zijdelingse kracht op een boorkop. Een boorkop 18 is verbonden met zwaarstangen 26 welke zijn gekoppeld met in fig. 2 niet aangegeven boorkolcm. Vol-10 gens fig. 2 en 3 zijn drie spanningmeters 28 aangebracht rondom de benen van de boorkop 18. Deze spanning-meters dienen gelijkelijk opgesteld zijn rondom de omtrek van de boorkop, volgens fig. 3 dieien, in-dien drie spanningmeters worden gebruikt, deze spanningmeters ongeveer 120° van elkaar te liggen. Deze spanningmeters dienen zodanig 15 opgesteld te zijn dat zij de kracht of verplaatsing op de schacht van de boorkop opnemen. Elke spanningmeter 28 is door leidingen 30 verbonden met een signaaloverdrager 32, De signaaloverdrager 32 wordt gebruikt om het signaal over te dragen naar de oppervlakte ontvanger 20 volgens fig. 1. Een soort signaaloverdrager is beschreven in het 20 Amerikaanse octrooischrift 3.713.089. Het is duidelijk dat door de krachten te weten in drie of meer verschillende delen van de boorkop welke op gelijke afstand van elkaar zijn gelegen,men gemakkelijk de resulterende zijdelingse kracht op de boorkop kan bepalen. Het is het eenvoudigst om de meting van elke spanningmeter 28 naar het oppervlak 25 te zenden en de berekening of de bepaling aan het oppenlak tot stand te brengen.Fig. 2 shows an embodiment of a downhole drilling rig for determining and transmitting the lateral force to a drill bit. A drill bit 18 is connected to heavy bars 26 which are coupled with drill collars not shown in Fig. 2. According to FIGS. 2 and 3, three strain gauges 28 are mounted around the legs of the drill chuck 18. These strain gauges should be equally spaced around the circumference of the drill bit, as shown in FIG. 3, if three strain gauges are used. , these strain gauges should be about 120 ° apart. These strain gauges must be arranged to absorb the force or displacement on the shank of the drill bit. Each voltage meter 28 is connected by lines 30 to a signal transducer 32. The signal transducer 32 is used to transmit the signal to the surface receiver 20 of FIG. 1. A type of signal transducer is described in U.S. Pat. No. 3,713,089. It is clear that by knowing the forces in three or more different parts of the drill bit that are equidistant from each other, one can easily determine the resulting lateral force on the drill bit. It is easiest to send the measurement from each strain gauge 28 to the surface 25 and accomplish the calculation or determination on the lacquer.

Fig. ^ toont een uitvoeringsvorm tëke een weinig verschilt van de uitvoeringsvorm volgens fig. 2 voor gebruik bij het bepalen van de zijdelingse kracht op de boorkop. In de figuren h en 5 zijn een aan-30 tal spanningmeters 3^ aangegeven welke zijn opgesteld op de boorkop-buis 36. De metingen van elke spanningmeter 3^ wordt na het oppervlak gezonden via de signaaloverdrager 32 en dit signaal wordt aan het oppervlak gebruikt om behulpzaam te zijn bij het boren van de put als hierboven is aangegeven.Fig. 1 shows an embodiment a little different from the embodiment of FIG. 2 for use in determining the lateral force on the drill bit. In Figures h and 5, a number of strain gauges 3 ^ are positioned on the chuck tube 36. The measurements of each strain gauge 3 ^ are sent after the surface through the signal transducer 32 and this signal is used at the surface to assist in drilling the well as indicated above.

35 De meest gebruileLijke methode voor het boren naar olie of gas is 800 0 7 61 ί· 5 het toepassen van een rotatie hoor. Zoals "bekend is hij dat systeem een boorkop opgehangen aan het ondereinde van een buizenkolom en de boorkop wordt geroteerd door de kolomboorbuizen vanaf het oppervlak te laten roteren. Een andere wijze van boren welke dikwijls wordt toe-5 gepast bij het gericht boren is het toepassen van een motor in het boorgat. De motor in het boorgat is opgehangen aan het ondereinde van een kolom van boorpijpen. Echter wordt in dit geval gewoonlijk een boorpijp niet geroteerd en het roteren van de boorkop wordt tot stand gebracht door een hydraulische of electrische motor. Wanneer dit 10 systeem wordt gebruikt bij gericht boren, is ook gewoonlijk een oriënterend buisdeel of afbuigorgaan aanwezig om zijdelingse kracht uit te oefenen op de zgde van het huis van de motor om bij te dragen om de boorkop te laten boren in de gewenste richting en helling. Een dergelijk systeem is beschreven in het Amerikaanse octrooischrift U.OUO Λ95* 15 Fig. 7 toont een stelsel in een boorgat met een motor in het boor gat voor het roteren van een boorkop welke volgens de uitvinding gewijzigd is. Volgens fig. 7 is een motor 50 bevestigd aan het ondereinde van een boorkolom 52. De motor 50 is verbonden met een roterend buisdeel 5^· welke voorzien is van een boorkop 56 welke voor het boren 20 gebruikt wordt. Ook wordt een oriënterend buisdeel 58 toegepast.35 The most common method for drilling for oil or gas is 800 0 7 61 ί · 5 using a rotation though. As is known, that system is a drill bit suspended from the lower end of a tubing string and the drill bit is rotated by rotating the drill bits from the surface. Another way of drilling that is often used in directional drilling is to use of a motor in the borehole The motor in the borehole is suspended from the lower end of a column of drill pipes, however in this case a drill pipe is usually not rotated and rotation of the drill bit is accomplished by a hydraulic or electric motor. When this system is used in directional drilling, there is also usually provided an orienting tubing or deflector to apply lateral force to the so-called motor housing to assist in drilling the drill bit in the desired direction and slope. Such a system is described in U.S. Patent U.OUO O95 * 15 Fig. 7 shows a downhole assembly with a motor in the drill bit. for rotating a drill bit modified according to the invention. According to FIG. 7, a motor 50 is attached to the lower end of a drill string 52. The motor 50 is connected to a rotating pipe section 5 which includes a drill bit 56 which is used for drilling 20. An orienting tube section 58 is also used.

Middelen zijn aanwezig om de zijwaartse kracht op het roterende buisdeel 5^ en op de oriënterende buisdeel 58 van het stelsel in hi boorgat volgens fig, 7 op te sporen. Spanningmeters 60 zijn aanwezig op het roterende buisdeel 5^ en kunnen op dezelfde wijze zijn opge-25 steld als volgens fig. 5. Een spanningmeter of belastingcel 62 is aanwezig om de kracht te meten welke wordt uitgeoefend tussen het oriënterende buisdeel 58 en de boorgatwand. Elke spanningmeter 6o en belastingcel 62 is verbonden met de overdrager 6¾ zodat een meting van elk der spanningmeters kan worden overgedragen naar het aardoppervlak 30 om daar gebruikt te worden. Indien de inrichting volgens het Amerikaanse octrooischrift U.OiiO.U95 wordt toegepast, zou de belastingcel 62 aan'' gebracht zijn op een afbuigorgaan 41 . Het punt waarop het oriënterende of afbuigende buisdeel 58 in aanraking is met de boorgatwand 12 bepaald in hoge mate de richting waarin de boorkop 56 zal voortgaan met 35 boren, De omtreksstand van dit raakpunt kan worden gewijzigd zonder 800 0 7 61 * 6 het werktuig uit het boorgat te trekken. Volgens bijv. het Amerikaanse octrooischrift 1+,01+0.1+95 kan het afbuigorgaan 1+1 worden geroteerd naar elke gewenste omtreksstand binnen het boorgat. De kennis van de zijdelingse kracht op het oriënterende buisdeel 58 en op de boorkop 56 5 draagt bij tot het bepalen of voorspellen van de baan waarin het boorgat gemaakt zal worden. Indien de voorspelling verschilt van de gewenste baan van het boorgat, kunnen correcties worden uitgevoerd voorafgaand aan het boten in dat deel van het boorgat. Hierdoor kunnen corrigerende hanc&ingen worden uitgevoerd voordat het boorgat geboord 10 wordt in plaats van te wachten totdat het gat geboord is en te bepalen welke handeling uitgevoerd zou dienen te worden terwijl het te laat is. Opgemerkt wordt dat de aanduiding afbuigorgaan in verband met het hierbeschreven stelsel in het boorgat de gebogen of oriënterende buisdeel volgens fig. 7 omvat of een afbuigschacht of elk ander middel 15 welke in een boorgat wordt gebruikt om een roterende boorkop in de g ewenste baan te geleiden.Means are provided to detect the lateral force on the rotating tube portion 5 and on the orienting tube portion 58 of the downhole assembly of FIG. 7. Strain gauges 60 are present on the rotating tube portion 5 ^ and may be arranged in the same manner as in Figure 5. A strain gauge or load cell 62 is provided to measure the force applied between the orienting tube portion 58 and the borehole wall. Each strain gauge 60 and load cell 62 is connected to the transducer 6¾ so that a measurement of each of the strain gauges can be transferred to the earth surface 30 for use there. If the device of U.S. Patent No. UOIIO.U95 is used, load cell 62 would be mounted on a deflector 41. The point at which the orienting or deflecting tube portion 58 contacts the borehole wall 12 largely determines the direction in which the drill bit 56 will proceed with 35 drilling. The circumferential position of this tangent point can be changed without 800 0 7 61 * 6 from the tool the borehole. For example, according to U.S. Patent 1 +, 01 + 0.1 + 95, the deflector 1 + 1 can be rotated to any desired circumferential position within the borehole. The knowledge of the lateral force on the orienting pipe section 58 and on the drill bit 56 helps determine or predict the path in which the borehole will be made. If the prediction differs from the desired borehole trajectory, corrections may be made prior to boating in that portion of the borehole. This allows corrective actions to be performed before drilling the borehole 10 rather than waiting for the hole to be drilled and determining what action should be performed while it is too late. It should be noted that the designation deflector associated with the borehole system described herein comprises the bent or orienting tubing member of Figure 7 or a deflector shaft or any other means used in a borehole to guide a rotary drill bit into the desired path. .

De meeste stelsels in een boorgat welke worden gebruikt bij het boren omvatten of zijn voorzien van wat bekend is als stabilisator.Most downhole systems used in drilling include or include what is known as a stabilizer.

Fig. 6 toont zulk een stabilisator 70 met vier op gelijke afstand 20 van elkaar opgestelde overlangse bladen 72, Stabilisatoren zijn bekend en kunnen verschillende uitvoeringen hebben. Zoals aangegeven in fig. 6 zijn op het blad 72 A overlangs op afstand van elkaar gelegen een bovenste spanningmeter 7*+ en een onderste spanningmeter 76 aangebracht. Zij zijn elk afzonderlijk verbonden met de overdrager 78. De stabili-25 sator 70 is verbonden met een zwaarstang 80. De spanningmeters 7*+ en 76 liggen op êén lijn. Dit zal een maat geven van het verschil in zijdelingse kracht op twee overlangs op afstand van elkaar gelegen punten op de stabilisator . Dit is belangrijk bij het bepalen van de baan van het boorgat, 30 Fig. 8 toont een bouwstelsel in een boorgat, dat wil zeggen een stelsel welke de hoek van het boorgat vergroot ten opzichte van de verticaal. Dit stelsel omvat de boorkop 82 en stabilisatoren 83, 81+ en 86 aangebracht op een stuk boorkolom welke kan bestaan uit zwaar-stangen. Een belastingscel 88 is aanwezig tussen de stabilisatoren 35 83 en 81+. De door de belastingscel 88 geleverde metingen kunnen worden 800 0 7 61 7 r gebruikt om te bepalen wanneer dat deel van de boorpijp of zwaarstang tussen de stabilisatoren 83 en 8U komt te raken aan de boorgatwand.Fig. 6 shows such a stabilizer 70 having four equally spaced longitudinal blades 72 spaced apart. Stabilizers are known and may have various embodiments. As shown in FIG. 6, an upper tension gauge 7 * + and a lower tension gauge 76 are mounted on the blade 72A longitudinally spaced. They are each individually connected to the transducer 78. The stabilizer 70 is connected to a heavy bar 80. The strain gauges 7 * + and 76 are aligned. This will measure the difference in lateral force at two longitudinally spaced points on the stabilizer. This is important in determining the path of the borehole, FIG. 8 shows a borehole construction system, i.e., a system that increases the angle of the borehole from the vertical. This system includes the drill bit 82 and stabilizers 83, 81+ and 86 mounted on a length of drill string which may consist of heavy bars. A load cell 88 is present between the stabilizers 35 83 and 81+. The measurements provided by the load cell 88 can be used to determine when that portion of the drill pipe or heavy rod between the stabilizers 83 and 8U contacts the borehole wall.

Dit betekent dat dan niet meer gewicht op de boorkop dient te worden uitgeoefend. Het principe van de uitvinding kan ook worden toegepast 5 op de uitvoeringsvorm volgens fig. 9 welke een valstelsel in een boorgat toont welke voorzien is van een boorkop 90, een stabilisator 92 en een belsstingcel 9^ daartussen op een verbindende zwaarstang of boorpijp 93. De belastxngcel 9^ dient voor hetzelfde doel als de belasting-cel 88, Volgens fig, 10 worden de gemeten waarden van de belasting-10 cellen overgedragen door de overdrager 89 naar het aardoppervlak. De afstand tussen stabilisatoren in stelsels in een boorgat zijn beschreven in het artikel "Bahavior of Multiple-Stablilzer Bottomhole Assemblies ", 80 0 0 7 61This means that no more weight should be placed on the drill bit. The principle of the invention can also be applied to the embodiment of Fig. 9 which shows a downhole dredge having a drill bit 90, a stabilizer 92 and a bell stell cell 9 between them on a connecting heavy rod or drill pipe 93. load cell 9 serves the same purpose as load cell 88. According to FIG. 10, the measured values of load 10 cells are transferred by the transducer 89 to the earth's surface. The distances between stabilizers in borehole systems are described in the article "Bahavior of Multiple-Stablilzer Bottomhole Assemblies", 80 0 0 7 61

Claims

Method for drilling a hole in the earth using a drill string and a drill bit, characterized by measuring the force on the drill bit perpendicular to the drill bit axis in the drill hole during drilling, wherein a representation of the measured force is transferred to the earth's surface.

A method according to claim 1, characterized by using the transferred display to control the drilling operations.

3. Method for drilling a borehole in the earth when using a motor in the borehole, comprising a rotating pipe part coupled to a drill bit and a deflector coupled to the housing of the motor, characterized by measuring a representation of the tension in the rotating pipe section at at least three circumferentially distributed locations, transmission of a representation of the measured tension to the earth's surface, measurement of the force between the deflectors and the borehole wall, and transmission of a view . of the measured force to the Earth's surface. Device for use in drilling a borehole in the earth, characterized by a motor in the borehole and provided with a rotating tube part which is attachable to a drill bit, wherein the rotating tube part and the drill bit form a rotating unit, at least three of which are the circumferentially spaced tension gauges are mounted on the rotary unit, a deflector connected to the motor, a gauge mounted on the deflectors for measuring the force between the deflectors and the borehole wall, means for transmitting to the earth surface displays of signals from the strain gauges on the rotary unit and from the gauges on the deflectors.

Stabilizer for use in a borehole when drilling a 30 "burial hole in the earth, characterized by a stabilizing unit with at least one longitudinal blade, with an upper tension gauge and a lower tension gauge mounted on at least one longitudinal blade.

6. Method for drilling a borehole in the earth when using a motor in the borehole, the motor being coupled to a drill bit and a deflector connected to the motor, characterized by measuring of the lateral force on the drill bit during drilling, transferring a display of the measured lateral forces to the earth's surface, measuring the force 5 between the deflectors and the borehole wall, transferring the display of the measured force to the earth's surface, and determining of the influence of the lateral force and the force between the deflector and the borehole wall on the predicted borehole trajectory and arrangement of the deflector in connection with this determination. 7, Borehole system for use in drilling a borehole, characterized by a drill string, a drill bit at the lower end of the drill string, a first stabilizer mounted on the drill string near the drill bit, a second stabilizer mounted on drill string above the first stabilizer and a load cell arranged on the exterior of the drill string between the first and second stabilizers.

A borehole system according to claim 7, characterized by means for measuring the lateral force on the drill bit perpendicular to the axis of the drill bit.

9. Borehole system for using a borehole drilling, characterized by a drill string, a drill bit at the lower end of the drill string, a stabilizer mounted on the drill string above the drill bit and a load gauge arranged on the outside of the drill string between the drill chuck and stabilizer, 800 0 7 61