RU2572629C2 - Способ оптимизации бурения с забойным бескомпрессорным двигателем - Google Patents
Способ оптимизации бурения с забойным бескомпрессорным двигателем Download PDFInfo
- Publication number
- RU2572629C2 RU2572629C2 RU2013132445/03A RU2013132445A RU2572629C2 RU 2572629 C2 RU2572629 C2 RU 2572629C2 RU 2013132445/03 A RU2013132445/03 A RU 2013132445/03A RU 2013132445 A RU2013132445 A RU 2013132445A RU 2572629 C2 RU2572629 C2 RU 2572629C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- rotor
- engine
- drilling
- stator
- downhole
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 76
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 58
- 230000006835 compression Effects 0.000 title 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 title 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 35
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 22
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 8
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims description 6
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 4
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 17
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 14
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 description 10
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 8
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000003745 diagnosis Methods 0.000 description 1
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000001459 lithography Methods 0.000 description 1
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000003252 repetitive effect Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000004441 surface measurement Methods 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
- E21B44/02—Automatic control of the tool feed
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
- E21B4/02—Fluid rotary type drives
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B45/00—Measuring the drilling time or rate of penetration
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01P—MEASURING LINEAR OR ANGULAR SPEED, ACCELERATION, DECELERATION, OR SHOCK; INDICATING PRESENCE, ABSENCE, OR DIRECTION, OF MOVEMENT
- G01P3/00—Measuring linear or angular speed; Measuring differences of linear or angular speeds
- G01P3/42—Devices characterised by the use of electric or magnetic means
- G01P3/44—Devices characterised by the use of electric or magnetic means for measuring angular speed
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01P—MEASURING LINEAR OR ANGULAR SPEED, ACCELERATION, DECELERATION, OR SHOCK; INDICATING PRESENCE, ABSENCE, OR DIRECTION, OF MOVEMENT
- G01P3/00—Measuring linear or angular speed; Measuring differences of linear or angular speeds
- G01P3/42—Devices characterised by the use of electric or magnetic means
- G01P3/44—Devices characterised by the use of electric or magnetic means for measuring angular speed
- G01P3/48—Devices characterised by the use of electric or magnetic means for measuring angular speed by measuring frequency of generated current or voltage
- G01P3/481—Devices characterised by the use of electric or magnetic means for measuring angular speed by measuring frequency of generated current or voltage of pulse signals
- G01P3/487—Devices characterised by the use of electric or magnetic means for measuring angular speed by measuring frequency of generated current or voltage of pulse signals delivered by rotating magnets
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02K—DYNAMO-ELECTRIC MACHINES
- H02K11/00—Structural association of dynamo-electric machines with electric components or with devices for shielding, monitoring or protection
- H02K11/20—Structural association of dynamo-electric machines with electric components or with devices for shielding, monitoring or protection for measuring, monitoring, testing, protecting or switching
- H02K11/21—Devices for sensing speed or position, or actuated thereby
- H02K11/215—Magnetic effect devices, e.g. Hall-effect or magneto-resistive elements
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Microelectronics & Electronic Packaging (AREA)
- Power Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Connection Of Motors, Electrical Generators, Mechanical Devices, And The Like (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Control Of Electric Motors In General (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
Abstract
Описывается оптимизация работы бура, приводимого в действие от ротора и статора гидравлически, при бурении им ствола скважины в земле. Оптимизация бурения предусматривает измерение первого набора эксплуатационных параметров ротора и статора, включая скорость вращения ротора и крутящий момент ротора для первого периода времени, генерирование первого набора соотношений из первого набора эксплуатационных параметров для того, чтобы обеспечить прогнозируемость скорости ротора и крутящего момента ротора в диапазоне значений эксплуатационных параметров, определение из соотношений первого более оптимального режима работы и изменение, по крайней мере, одного эксплуатационного параметра для перемещения работы ротора и статора в направлении к более оптимальному режиму работы. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 7 ил.
Description
ОБЛАСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способу оптимизации работы бурового станка с погружным пневмоударником, включающего буровое долото, соединенное с ротором внутри статора, например, двигателя объемного типа или турбины.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Забойные бескомпрессорные двигатели используются в нефтехимической промышленности для передачи механической мощности в местоположении на забое скважины к буровому долоту в нефтяной и/или газовой скважине для применений при бурении. Забойный бескомпрессорный двигатель, иногда упоминаемый как гидравлический забойный двигатель, устанавливается на днище бурильной колонны и соединяется с помощью выходного вала с буровым долотом. Буровой раствор, иногда упоминаемый как глинистый раствор для бурения или просто раствор, закачивается через бурильную колонну и через забойный бескомпрессорный двигатель. Забойный бескомпрессорный двигатель использует мощность закачиваемого/протекающего бурового раствора для получения механической полезной мощности, вращения выходного вала и, в свою очередь, бурового долота.
Хотя существуют различные типы забойных бескомпрессорных/гидравлических забойных двигателей, наиболее часто используемым типом в настоящее время является двигатель объемного типа, который использует вытянутый геликоидальный ротор внутри соответствующего геликоидального статора. Поток бурового раствора или раствора между статором и ротором заставляет ротор двигаться внутри статора по эксцентрической орбите вокруг продольной оси статора. Собственно ротор вращается вокруг своей продольной оси и также вращается по орбите вокруг центральной продольной оси статора. Эта эксцентрическая траектория и вращение ротора передаются посредством соответствующей коробки передач, такой как сборка карданного сочленения, для получения концентрического вращения выходного вала.
Забойный бескомпрессорный двигатель является разновидностью динамического бурильного инструмента на забое скважины, который преобразовывает мощность бурового раствора во вращение бурового долота; приложение крутящего момента и скорости к буровому долоту. Преимущества использования забойного бескомпрессорного двигателя состоят в том, что он обеспечивает: более высокую скорость бурения; лучший контроль искривления ствола скважины; сниженную частоту разрушения бурильной колонны.
Забойный бескомпрессорный двигатель, гидравлический забойный двигатель или буровой двигатель может также упоминаться как винтовой объемный насос, который может быть размещен на бурильной колонне для подачи дополнительной мощности на буровое долото в процессе бурения. Как указано выше, забойный бескомпрессорный двигатель использует буровой раствор для создания эксцентрического движения в силовой секции двигателя, которое передается как мощность концентрического движения на буровое долото. Забойный бескомпрессорный двигатель использует различные конфигурации ротора и статора с целью обеспечения оптимальных параметров для требуемой операции бурения; в типичном случае число лопастей и длина силовой установки могут быть увеличены для обеспечения большей мощности. В некоторых применениях для подачи мощности на забойный бескомпрессорный двигатель может использоваться сжатый воздух или другие сжатые газы. Вращение долота при использовании забойного бескомпрессорного двигателя может составлять от 60 оборотов в минуту до более 100 оборотов в минуту.
Забойные бескомпрессорные двигатели могут включать верхний переводник, который соединяет забойный бескомпрессорный двигатель с бурильной колонной; силовую секцию, которая состоит из ротора и статора; секцию коробки передач, где мощность эксцентрического движения от ротора передается как мощность концентрического движения на буровое долото; опору бурового долота, которая защищает инструмент от давлений над забоем и противодавлений на забой; и нижний переводник, который соединяет забойный бескомпрессорный двигатель с буровым долотом.
Использование забойных бескомпрессорных двигателей существенно зависит от финансовой эффективности. В прямых вертикальных стволах скважин гидравлический забойный двигатель может использоваться для повышенной скорости проходки при бурении (СПБ) или чтобы минимизировать эрозию и износ на бурильной колонне, поскольку для бурильной колонны нет необходимости вращаться так же быстро. Однако, в большинстве случаев, забойный бескомпрессорный двигатель используется для направленного бурения. Хотя для управления буром для направленного бурения буровой скважины могут использоваться и другие способы, забойный бескомпрессорный двигатель может оказаться наиболее рентабельным способом.
В некоторых аспектах забойный бескомпрессорный двигатель может быть сконфигурирован таким образом, чтобы включать секцию изгиба с целью обеспечения возможности направленного бурения. В типичном случае забойные бескомпрессорные двигатели могут быть модифицированы в пределах от приблизительно нуля до четырех градусов для обеспечения возможности направленного бурения с приблизительно шестью инкрементами отклонения на градус изгиба. Величина изгиба определяется скоростью подъема, необходимой для достижения заданной зоны. За счет использования инструмента для измерения во время бурения (ИВБ) бурильщик наклонно-направленного бурения может направлять буровое долото, которое приводится в движение забойным бескомпрессорным двигателем, в требуемую заданную зону.
Силовая секция забойного бескомпрессорного двигателя состоит из статора и ротора. В некоторых забойных бескомпрессорных двигателях статор включает резиновую втулку на стенке стальной трубы, где внутренняя поверхность резиновой втулки определяет спиральную конструкцию с определенным геометрическим параметром. Ротор включает вал, такой как стальной вал, который может быть покрыт износостойким покрытием, таким как хром, и может иметь геликоидальный профиль, сконфигурированный для движения/поворота/вращения внутри статора.
В ходе процедуры бурения буровой раствор закачивается в забой скважины через буровую трубу при определенной скорости и давлении. Забойный бескомпрессорный двигатель преобразует гидравлическую энергию бурового раствора, проходящего через силовую секцию, в механическую энергию, вращение и крутящий момент. Эта механическая энергия передается от забойного бескомпрессорного двигателя на буровое долото.
Альтернативой использованию двигателя объемного типа является применение турбины в процессе, который часто называется турбинным бурением. В способе турбинного бурения мощность генерируется на дне ствола скважины с помощью турбин, работающих на буровом растворе. Турбобур состоит из четырех основных узлов: верхней или осевой опоры, турбин, нижней опоры и бурового долота. В процессе работы раствор закачивается через буровую трубу, проходит через осевую опору и в турбину. В турбине статоры, присоединенные к корпусу инструмента, отводят поток раствора на роторы, присоединенные к валу. Это заставляет вал, соединенный с буровым долотом, вращаться. Раствор проходит через полую часть вала в нижнюю опору и через буровое долото, как и при роторном бурении, для удаления отходов, охлаждения бурового долота и выполнения других функций бурового раствора. Объем раствора, который является источником мощности, определяет скорость вращения.
Лопасти многоступенчатой высокоэффективной реактивной турбины извлекают гидравлическую энергию из потока протекающего раствора и преобразовывают ее в механическую энергию (крутящий момент и вращение), чтобы привести в действие буровое долото. Каждая из ступеней турбины состоит из статора, прикрепленного к корпусу инструмента, и ротора, прикрепленного к выходному валу. Они сконструированы для синхронной работы, направляя и ускоряя раствор при его прохождении через каждую из ступеней. Для достижения высоких уровней мощности и крутящего момента, необходимых в применениях для бурения прямолинейных скважин, комплектные инструменты монтируются приблизительно с 150 наборами идентичных пар, состоящих из ротора и статора. С целью обеспечения длительного срока службы роторы и статоры изготавливаются с применением высококачественных сплавов, которые устойчивы как к эрозии, так и к коррозии.
Подобно двигателю объемного типа, турбобур генерирует механическую мощность за счет перепада давления поперек системы привода, связанного со скоростью потока флюида. В общем случае, чем больше величина перепада давления на инструменте, тем больше потенциал для передачи механической мощности на буровое долото. Поскольку система генерирования мощности турбобура является полностью механической, она способна выдерживать исключительно высокий перепад давления, который создает большую механическую мощность по сравнению с гидравлическим забойным двигателем.
С учетом своих преимуществ двигатели объемного типа (ДОТ) и турбины в большом количестве используются в нефтепромысловых операциях бурения для увеличения скорости вращения и крутящего момента, подаваемого на буровое долото при бурении.
Несмотря на широкое использование в нефтепромысловых буровых работах, характеристики забойного бескомпрессорного двигателя, такие как величина скорости вращения и крутящий момент, генерируемый в забойном бескомпрессорном двигателе во время операции бурения на забое скважины, в общем случае, неизвестны. Производители двигателей обеспечивают предоставление приблизительных данных о характеристиках двигателя. Эти приблизительные данные могут иметь вид графика, устанавливающего соотношение крутящего момента и скорости вращения ротора как функцию перепада поперек двигателя давления флюида, приводящего двигатель в движение. Соответственно, характеристики забойного бескомпрессорного двигателя могут быть оценены по графику отклика и измеренному перепаду давления. Однако такие графики генерируются при условиях на поверхности с использованием идеального флюида, такого как вода, и, таким образом, не могут точно отражать характеристики забойного бескомпрессорного двигателя в условиях на забое скважины, износ в случае приведения в движения неводными флюидами и/или т.п. Следовательно, оператор забойного бескомпрессорного двигателя может не знать, как работает забойный бескомпрессорный двигатель и/или как наилучшим образом управлять забойным бескомпрессорным двигателем.
Во время операции бурения условия на забое скважины вызывают большое разнообразие источников отклонения от графических характеристик производителя. Такие источники отклонения включают экстремальные значения температуры и давления, изменения в свойствах бурового раствора, износ двигателя и связанных с ним узлов. Все это может повлиять на характеристики двигателя и привести к потере точности графиков производителя.
Специалисты, ведущие бурильные работы на месторождении, осведомлены об этом источнике отклонения и, в результате, не рассчитывают на точность графических характеристик производителя. Соответственно, они стремятся бурить в более консервативном режиме, чем это было бы возможно в соответствии с указаниями графиков, чтобы избежать выхода бура за пределы точки оптимального режима работы и риска заклинивания бура. Результат этого состоит в том, что забойные бескомпрессорные двигатели и турбины, в общем случае, эксплуатируются субоптимально, работая ниже возможного уровня максимальной выходной мощности и коэффициента полезного действия.
Дополнительно, скорость вращения бурового двигателя или турбины может быть исключительно важной в регулировании направления бурения буровой системы, скорости проходки, стабильности буровой системы, вибрации буровой системы, кпд буровой системы и/или т.п. Таким образом, для эффективного управления буровой системой, использующей забойный бескомпрессорный двигатель в фактически реальном масштабе времени, важно определить вращательные характеристики забойного бескомпрессорного двигателя или турбины.
Кроме того, опубликованные графики производителя часто недоступны для турбин, и бурильщики имеют только теоретические приближения в отношении скорости вращения турбин или выходной мощности, что делает их эффективную работу еще более проблематичной.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В первом аспекте варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способу оптимизации работы бура, приводимого в движение от ротора и статора с гидравлическим приводом или пневмоприводом, при бурении ствола скважины в земле, причем способ включает:
а) измерение первого набора эксплуатационных параметров ротора и статора, включая скорость вращения ротора и крутящий момент ротора для первого периода времени,
b) генерирование первого набора соотношений из первого набора эксплуатационных параметров для того, чтобы обеспечить прогнозируемость скорости ротора и крутящего момента ротора в диапазоне значений эксплуатационных параметров,
c) определение из соотношений первого более оптимального режима работы,
d) изменение, по крайней мере, одного эксплуатационного параметра для перемещения работы ротора и статора в направлении более оптимального режима работы.
В варианте осуществления настоящего изобретения измерения, выполненные прямо или косвенно, состоят из эксплуатационных параметров ротора и статора на забое скважины и используются, чтобы сгенерировать прогнозируемые соотношения характеристик доступной гидравлической мощности, исходя из измеренных параметров на забое скважины. Такие прогнозируемые соотношения могут затем быть использованы вместо графиков производителей, поскольку они были получены с учетом всех источников отклонения от графиков производителей за указанный период времени.
Поэтому такие соотношения основываются на реальных данных, и единственными источниками погрешности являются точность выполненных измерений и то, насколько хорошо эти соотношения соответствуют измеренным данным.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Варианты осуществления настоящего изобретения будут сейчас проиллюстрированы со ссылкой на приведенные ниже примеры и со ссылкой на приведенные ниже чертежи, где:
фиг.1 - это график, показывающий крутящий момент ротора на забое скважины как функцию дифференциального давления поперек ротора в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.
Фиг.2 - это график скорости вращения ротора как функции дифференциального давления поперек ротора при трех различных скоростях потока бурового раствора, в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.
Фиг.3a - это график крутящего момента, измеренного на роторе турбины, как функция частоты вращения в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.
Фиг.3b - это график мощности, генерируемой турбиной по фиг.3a, как функция частоты вращения в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.
Фиг.3c - это график, показывающий измеренную частоту вращения турбины как функцию скорости потока бурового раствора через турбину в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.
Фиг.4 показывает набор графиков, показывающих крутящий момент, скорость и результирующую выходную мощность бурильного двигателя как функцию дифференциального давления поперек ротора в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения. Графики сравнивают данные, предоставленные производителем (затемненные полосы), измеренные данные (обозначенные точками) и кривые наилучшего приближения к измеренным данным (обозначенные сплошными линиями). Также показаны графики углов резки и крутящего момента как функции нагрузки на долото (W).
Фиг.5 - это график, аналогичный графику на фиг.4, где измеренные данные были измерены в более широком диапазоне дифференциальных давлений, в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.
Фиг.6 - это график, схематически показывающий, как выполняется способ изобретения в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.
Фиг.7 - это схематическое изображение системы забойного бескомпрессорного двигателя для бурения скважины в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.
Последующее описание предоставляет только предпочтительный пример (примеры) осуществления изобретения и не направлено на то, чтобы ограничивать объем, применимость или конфигурацию изобретения. Скорее, последующее описание предпочтительного примера (примеров) осуществления изобретения обеспечит специалистов в рассматриваемой области техники описанием, предоставляющим возможность реализации предпочтительного примера осуществления изобретения. При этом предполагается, что различные изменения в функции и компоновке элементов могут быть выполнены без отхода от объема изобретения, как указано в данном документе.
Конкретные подробности приведены в последующем описании для обеспечения всестороннего понимания вариантов осуществления. Однако для среднего специалиста в рассматриваемой области техники понятно, что варианты осуществления могут быть использованы на практике и без таких конкретных подробностей. Например, схемы могут быть показаны в виде блок-схем, чтобы не затруднять варианты осуществления ненужными подробностями. В других примерах хорошо известные схемы, процессы, алгоритмы, конструкции и методики могут быть показаны без ненужных подробностей, чтобы избежать затруднения понимания вариантов осуществления.
Также следует отметить, что варианты осуществления могут быть описаны как процесс, который изображается в виде схемы процесса, технологической схемы, диаграммы потоков данных, структурной схемы или блок-схемы. Хотя схема процесса и может описывать операции как последовательный процесс, многие операции могут быть выполнены параллельно или одновременно. Кроме того, порядок операций может быть перегруппирован. Процесс прекращается, когда его операции завершены, но может иметь дополнительные шаги, не показанные на чертеже. Процесс может соответствовать способу, функции, процедуре, стандартной подпрограмме, части программы и т.д. Если процесс соответствует функции, его прекращение соответствует возврату функции к вызывающей функции или к главной функции.
Кроме того, варианты осуществления могут быть реализованы с помощью аппаратных средств, программных средств, программно-аппаратных средств, микропрограммных средств, микрокода, языков описания аппаратных средств или любого их сочетания. При внедрении в программных средствах, программно-аппаратных средствах, микропрограммных средствах или в микрокоде код программы или сегменты кода для выполнения требуемых задач могут храниться на машиночитаемом носителе информации, таком как запоминающее устройство. Процессор(ы) может выполнять требуемые задачи. Сегмент кода может представлять процедуру, функцию, часть программы, программу, стандартную программу, стандартную подпрограмму, модуль, пакет программ, класс или любое сочетание команд, структур данных или операторов программ. Сегмент кода может быть сочленен с другим сегментом кода или аппаратной схемы за счет пересылки и/или получения информации, данных, аргументов, параметров или содержимого запоминающих устройств. Информация, аргументы, параметры, данные и т.д. могут быть пересланы, посланы или переданы с помощью любых соответствующих средств, включая совместное использование памяти, обмен сообщениями, эстафетную передачу, передачу по сети и т.д.
В этом описании изобретения термин бурильная турбина, вал, приводной вал и/или ротор могут использоваться попеременно для описания элемента(ов), вращающегося в забойном бескомпрессорном двигателе и обеспечивающего вращение бурового долота.
Варианты осуществления настоящего изобретения позволяют обеспечить, среди прочего, более точное определение эксплуатационного состояния ротора и статора, позволяют оператору бурения более уверенно управлять системой бурения в оптимальном стиле и без опасения вызвать заклинивание бура/забойного бескомпрессорного двигателя.
Как указывалось выше, ротор и статор могут образовывать двигатель объемного или кавитационного типа, турбину и/или т.п. Однако также возможны и другие компоновки ротора и статора.
Ротор может приводиться в движение гидравлически или пневматически. Это выполняется за счет применения флюида - жидкости или газа, который передает мощность на двигатель. В забойном бескомпрессорном двигателе ротор/турбина приводится во вращение флюидом, протекающим через двигатель, а его вращение используется для приведения в движение бура для бурения скважины.
В вариантах осуществления настоящего изобретения эксплуатационные параметры забойного бескомпрессорного двигателя могут быть получены непосредственно или оценены, исходя из других измерений.
В вариантах осуществления настоящего изобретения измерения, которые необходимо выполнить, могут различаться, но необходимо, чтобы, по крайней мере, было предусмотрено прямое или косвенное измерение скорости вращения ротора и крутящего момента, обеспечиваемого ротором.
В вариантах осуществления настоящего изобретения прямое измерение скорости двигателя может быть выполнено на забое скважины вблизи двигателя и может выполняться любым известным в рассматриваемой области техники способом. Однако, если это невозможно, тогда, чтобы оценить скорость вращения, могут быть применены косвенные способы, например, посредством текущего контроля вибрации забойного бескомпрессорного двигателя.
В общем случае, в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения все измерения выполняются на забое скважины, чтобы точно фиксировались условия в забое скважины и/или фиксировалась работа забойного бескомпрессорного двигателя в этих условиях. Однако это не всегда возможно, и в некоторых аспектах некоторые параметры на забое скважины и эксплуатационные характеристики забойного бескомпрессорного двигателя могут быть оценены, исходя из измерений, сделанных на поверхности.
В вариантах осуществления настоящего изобретения в некоторых случаях измерения могут сочетаться с любыми предшествующими измерениями или данными, чтобы оценить требуемое измерение. Примеры таких более ранних измерений включают динамометрические испытания или предыдущие периоды работы долота в стволе скважины.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения одним важным измеренным эксплуатационным параметром является крутящий момент, производимый ротором. В некоторых аспектах крутящий момент может быть измерен прямо на забое скважины, например, за счет использования тензометра. Однако в других аспектах крутящий момент может быть оценен, исходя из измерения крутящего момента бурильной колонны, измеренного на поверхности.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения крутящий момент, измеренный на поверхности, можно представить как имеющий две составляющие: т.е. крутящий момент, приводящий в движение буровое долото в чистом виде, и силы трения, испытываемые внешней обсадной колонной бурильной колонны при ее вращении в стволе скважины. Поэтому в одном варианте осуществления за счет работы бура «над забоем» крутящий момент, измеренный на поверхности, может быть приравнен к составляющей от трения в скважине. Однажды зафиксированное, в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, любое измеренное увеличение крутящего момента на поверхности относительно этой базовой точки во время бурения может быть принято как вызванное крутящим моментом, приложенным к буровому долоту и генерируемым двигателем на забое скважины. Следовательно, это пример косвенного измерения крутящего момента, сочетающий крутящий момент, измеренный на поверхности, с предшествующим измерением момента трения, когда бур находился выше забоя, с целью оценки крутящего момента, генерируемого ротором и статором.
В вариантах осуществления настоящего изобретения другие эксплуатационные параметры, которые важно измерить, включают гидравлическую мощность, передаваемую на ротор. В одном варианте настоящего изобретения гидравлическая мощность, передаваемая на ротор, может быть измерена путем отдельного измерения перепада давления раствора за счет передачи энергии на ротор и измерения скорости потока раствора через ротор и статор.
В некоторых вариантах осуществления перепад давления раствора за счет передачи энергии на двигатель может быть оценен, исходя из измерения давления на поверхности. Это вызвано тем, что давление на поверхности, иногда называемое «давление в напорной линии», может рассматриваться как состоящее из двух составляющих. Первая составляющая - это фрикционная потеря давления при закачивании раствора вниз по бурильной колонне, через двигатель и назад вверх по кольцевому пространству. Вторая составляющая - это дополнительная потеря давления за счет передачи энергии на двигатель. Таким образом, если может быть оценена первая составляющая, тогда вторая составляющая, которая является измерением, представляющим интерес, может быть оценена, исходя из измерения давления в напорной линии.
После того как измерения уже выполнены, в вариантах осуществления настоящего изобретения следующим шагом является способ для установления соотношений, исходя из измеренных данных. Одним соотношением является соотношение между крутящим моментом, генерируемым ротором (T), и перепадом давления за счет передачи гидравлической энергии на ротор ΔP.
В соответствии с вариантом настоящего изобретения можно показать, например, для двигателя объемного типа, что в первом приближении: T=aΔP.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, исходя из измерения T и ΔP, можно вычислить постоянную «a», например, с помощью методов регрессии или т.п. В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, если постоянная «a» найдена, тогда может быть получено соотношение между T и ΔP. В вариантах осуществления настоящего изобретения могут быть использованы другие соотношения, касающиеся работы забойного бескомпрессорного двигателя, при условии, что выполнены достаточные измерения для получения неизвестных значений постоянных, которые необходимо определить.
В вариантах осуществления настоящего изобретения другим соотношением, для того чтобы охарактеризовать работу забойного бескомпрессорного двигателя, является соотношение между скоростью вращения ротора (S) и перепадом давления за счет передачи гидравлической энергии на ротор (ΔP). В соответствии с вариантом настоящего изобретения можно показать, например, что для двигателя объемного типа в первом приближении: S=a1ΔP2+a2Q, когда a1 и a2 - постоянные, а Q - скорость потока бурового раствора. Таким образом, в одном варианте настоящего изобретения, исходя из измерений S, ΔP и Q, постоянные a1 и a2 могут быть вычислены с помощью методик регрессии или т.п. В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения установление этих соотношений позволяет узнать и предсказать как крутящий момент, так и скорость для данного перепада давления и скорости потока раствора.
В вариантах осуществления настоящего изобретения крутящий момент и скорость ротора являются особенно важными, поскольку именно эти параметры предоставляются производителем двигателя для того, чтобы охарактеризовать работу забойного бескомпрессорного двигателя. Поэтому в вариантах настоящего изобретения точная модель крутящего момента и скорости получается, исходя из фактических измеренных данных в реальном масштабе времени.
Как указывалось выше, в вариантах осуществления настоящего изобретения, когда установлены соотношения для работы забойного бескомпрессорного двигателя, следующий шаг состоит в том, чтобы применить соотношения для того, чтобы определить оптимальный режим работы забойного бескомпрессорного двигателя.
В типичном случае было бы желательно управлять двигателем или турбиной для того, чтобы довести до максимума генерируемую механическую мощность. Как известно специалисту в рассматриваемой области техники, мощность, вырабатываемая двигателем или турбиной, может быть представлена произведением генерируемого крутящего момента и скорости вращения ротора. Таким образом, в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, за счет сочетания соотношений крутящего момента и скорости может быть получено соотношение для механической мощности и может быть определена более оптимальная, т.е. с большей механической мощностью, рабочая точка.
Для продвижения к более оптимальному режиму работы, в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, эксплуатационный параметр может быть отрегулирован. В некоторых аспектах параметры, которые следует регулировать, могут быть выбраны, например, из нагрузки, приложенной к буровому долоту, скорости вращения буровой колонны и скорости потока раствора через бур и двигатель. Таким образом, в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, соотношения могут быть переданы оператору бурения на поверхности, так что он сможет получить доступ к текущим характеристикам бурения и местоположению более оптимального режима работы.
Например, в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения увеличение нагрузки на долото можно использовать для того, чтобы обеспечить увеличение крутящего момента, генерируемого двигателем, при условии, что двигатель не заклинивает. Аналогично, в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, увеличение скорости потока раствора можно использовать для того, чтобы увеличить крутящий момент, генерируемый двигателем, при соблюдении других ограничений в системе на скорость потока раствора.
В качестве альтернативы, в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения, соотношения и текущие эксплуатационные характеристики могут использоваться для подачи в устройство автоматизированного управления с целью регулировки эксплуатационных параметров для продвижения к более оптимальному режиму работы. После достижения более оптимального режима работы соотношения, используемые для этого, могут, однако, уже не быть совершенно точными. Это вызвано тем, что двигатель может теперь работать на основании экстраполированных характеристик из прогнозных соотношений.
Поэтому в некоторых вариантах осуществления, в первом более оптимальном режиме бурения, способ в соответствии с некоторыми вариантами осуществления настоящего изобретения выполняется снова, для того чтобы измерить второй набор эксплуатационных параметров ротора и статора и сгенерировать второй набор соотношений, чтобы определить второй более оптимальный режим бурения, и изменить эксплуатационные параметры для продвижения в направлении второго, более оптимального режима бурения.
Если необходимо или предпочтительно, способ изобретения, рассмотренный выше, может быть повторен снова или настолько часто, насколько это требуется, до тех пор, пока следующая оптимизация характеристик ротора уже не перестанет обнаруживаться.
Как описано выше, такое повторяющееся действие может выполняться в ручном режиме квалифицированным оператором бурения или, например, как часть схемы автоматизированного управления. Однако, даже когда будет достигнут наиболее оптимальный режим работы, способ изобретения может обеспечить дополнительные выгоды и преимущества в ходе буровых работ.
По мере углубления бура в землю характеристики ротора и статора могут изменяться со временем. Это может быть вызвано рядом факторов, таких как изменения в температуре и давлении или изменения в свойствах бурового раствора. Кроме того, двигатель может подвергаться износу, а его характеристики подвергаются соответствующему воздействию. Поэтому некоторые варианты осуществления настоящего изобретения также могут использоваться для текущего контроля характеристик бура в ходе буровых работ, действуя как инструмент диагностики, например, при механической неисправности.
Таким образом, если найден более оптимальный режим работы, такие изменения в характеристиках бура могут привести к изменению более оптимального режима работы в ходе буровых работ. Такие изменения могут быть постепенными, например, в случае механического износа или изменений в температуре и давлении, или могут быть внезапными, например, в случае механической неисправности или изменения в литографии пробуриваемой горной породы.
В некоторых варианты осуществления, даже после того, как может быть найден более оптимальный режим работы, способ изобретения, как указывалось выше, может выполняться снова, в более поздний промежуток времени, например, когда бур глубже проникает в землю. Это будет давать в результате следующий набор измеренных эксплуатационных параметров, которые могут быть применены для генерирования следующего набора соотношений для использования в операции управления/текущего контроля забойного бескомпрессорного двигателя. Следующий набор соотношений может указывать новый следующий более оптимальный режим работы. Затем эксплуатационные параметры можно изменить, чтобы перейти к этому новому следующему более оптимальному режиму работы.
Как и раньше, шаги измерения и нахождения более оптимального режима работы можно выполнять повторно до тех пор, пока следующие более оптимальные режимы работы уже не перестанут обнаруживаться. Таким образом, в некоторых вариантах осуществления способ может повторяться столько раз, сколько потребуется. В одном варианте осуществления измеренные параметры и соотношения в способе, рассмотренном выше, непрерывно обновляются в реальном масштабе времени по мере продвижения бура.
Поэтому варианты осуществления настоящего изобретения могут обеспечивать определение в реальном масштабе времени гидравлических характеристик ротора и статора для того, чтобы обеспечить непрерывную регулировку, оптимизацию и/или диагностику в ходе бурильных работ.
Эксплуатационное испытание было проведено на испытательном полигоне компании Шлюмберже Камерон. Цель испытания состояла в использовании измерений на забое скважины в реальном масштабе времени для исследования характеристик буровых двигателей и турбин для того, чтобы оптимизировать работу бура.
В эксплуатационном эксперименте использовался глубинный прибор (ГП) (BHA), ГП был присоединен к алмазному долоту диаметром 6¾ дюйма. Над этим долотом находился, по крайней мере, один гидравлический забойный двигатель и 4¾-дюймовая турбина с лопастями. Все это было соединено через датчик с зондом для измерения во время бурения (ИВБ) (“MWD”). Зонд ИВБ был доработан для определения скорости и положения вала двигателя или турбины и передачи данных на поверхность в реальном масштабе времени. Дополнительно ГП был укомплектован панелью динамики бурения (ПДБ) (“DDB”), компактной панелью, содержащей несколько сенсоров, источник питания и память. ПДБ были размещены в трех местах вдоль ГП: в долоте, в муфте двигателя или турбины или в коротком переходнике, размещенном непосредственно над зондом ИВБ. Девять ГП были использованы во время эксперимента, в котором испытывались как двигатель, так и турбина, а также несколько различных долот и положений стабилизатора.
Зонд ИВБ использовался во время испытания, поскольку его модульная архитектура означала, что он имел достаточное быстродействие для внедрения изменений, необходимых для измерения скорости двигателя. Зонд присоединялся к жесткому «датчику», который ввинчивался в небольшое отверстие, выполненное в верхней части захвата ротора, присоединенного к верхней части двигателя или турбины. Во время эксперимента датчик передвигался внутри стабилизатора, который располагался между двигателем/турбиной и зондом ИВБ.
Угловое положение и скорость вращения датчика измерялись зондом ИВБ с использованием двух магнитов и катушки индуктивности. Эти сигналы передавались на поверхность в реальном масштабе времени с использованием электромагнитного канала ИВБ, а также сохранялись в памяти зонда с частотой выборки 600Гц. В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения сигналы в реальном масштабе времени, генерируемые в испытании, предоставили новую/ранее неизвестную информацию в отношении характеристик двигателя и турбины и были необходимыми при построении характеристик и оптимизации в реальном масштабе времени, рассматриваемой в следующих разделах.
В вариантах осуществления настоящего изобретения, при условии вращения бурильной колонны, и полагая, что трение в стволе скважины постоянное, крутящий момент на двигателе и дифференциальное давление поперек его могут быть оценены, исходя из поверхностных измерений крутящего момента бурильной колонны и давления насоса соответственно. Это можно выполнить путем вычитания значений этих измерений, выполненных выше забоя при бурении. Используя эту процедуру, в соответствии с вариантом настоящего изобретения, можно сгенерировать соотношение между крутящим моментом двигателя и дифференциальным давлением в реальном масштабе времени. Пример такой обработки приведен на фиг.1. В испытании способов в соответствии с некоторыми вариантами осуществления настоящего изобретения было найдено, что крутящий момент, генерируемый забойным бескомпрессорным двигателем, был меньше, чем крутящий момент, спрогнозированный с помощью опубликованных кривых (генерируемых с помощью поверхностных испытаний), поставляемых вместе с забойным бескомпрессорным двигателем.
В соответствии с вариантом настоящего изобретения для конструирования модели скорости двигателя необходимы измерения на забое скважины. При эксплуатационном испытании изменения на забое скважины были выполнены с использованием экстремальной системы ИВБ, описанной выше. В соответствии с вариантом настоящего изобретения, поскольку скорость двигателя является функцией потока раствора, соотношение между скоростью и дифференциальным давлением исследовалось при различных скоростях потока.
Пример этого приведен на фиг.2. Как можно увидеть из этого примера, измеренная скорость от двигателя часто была на 10-20% выше, чем прогнозируемая опубликованными кривыми характеристик двигателя. Также спад (показатель, при котором скорость двигателя падает при увеличении дифференциального давления) был существенно менее жестким, чем прогнозируемый.
Бурильные турбины генерируют относительно постоянный перепад давления, поэтому, в типичном случае, учитывается только соотношение между крутящим моментом, скоростью и мощностью. Как это было выполнено при бурении с гидравлическими забойными двигателями, крутящий момент на забое скважины был оценен, исходя из крутящего момента на поверхности, однако, следует отметить, что эта методика является значительно более чувствительной к погрешностям, поскольку крутящий момент, генерируемый турбиной, существенно меньше, чем генерируемый гидравлическим забойным двигателем, и часто может оказаться замаскированным торсионным трением в стволе скважины. В варианте настоящего изобретения кривые характеристик забойного бескомпрессорного двигателя/турбины были сгенерированы в реальном масштабе времени с использованием реальных измерений на забое скважины. Сгенерированные кривые характеристик забойного бескомпрессорного двигателя/турбины, использующие данные в реальном масштабе времени, в соответствии с вариантом настоящего изобретения, доступные во время эксплуатационного испытания, показаны на фиг.За-c. В этом случае отсутствовали опубликованные кривые для сравнения, поскольку турбины не так регулярно подвергаются таким же динамометрическим поверхностным испытаниям, как гидравлические забойные двигатели.
Алгоритм оптимизации в соответствии с вариантом настоящего изобретения в начале испытания был испытан во время эксплуатационного эксперимента. Алгоритм был запущен при бурении с помощью гидравлического забойного двигателя и происходил следующим образом.
В начале испытания алгоритм не инструктирует бурильщика и вместо этого только собирает необходимые измерения эксплуатационных параметров для построения исходных моделей характеристик двигателя и долота. В этот период времени бурильщик использовал нагрузку, не превышавшую 5 килофунтов, и скорость вращения бурильной колонны, равную 40 оборотам в минуту, которые представляли собой параметры, которые бурильщик использовал раньше во время эксперимента в эксплуатационных условиях.
Результаты алгоритма во время этого начального периода можно увидеть на фиг.4. На этой фигуре кривые характеристик двигателя, оцененные исходя из измерений в реальном масштабе времени, показаны на верхнем графике слева. На этом графике измерения указаны точками, а сплошные линии представляют регрессионные соответствия. Также на этом графике имеются толстые блеклые линии, представляющие опубликованные кривые двигателя. Как указывалось выше, двигатель генерировал меньший крутящий момент и большую скорость, чем те, что ожидались в соответствии с опубликованными кривыми.
Выходная мощность двигателя показана слева внизу на фиг.4. Как можно увидеть, выбор бурильщиком эксплуатационных параметров был сгенерирован до величины дифференциального давления, составляющей 300 фунтов на квадратный дюйм (черный кружок на этом графике показывает текущий рабочий режим бурильщика), однако кривая имеет максимум, приблизительно равный 900 фунтов на квадратный дюйм, указывая, что бурильщик использует только приблизительно треть максимальной мощности, доступной от двигателя. Левый верхний график показывает, что дифференциальное давление, равное 900 фунтов на квадратный дюйм, приблизительно соответствует крутящему моменту на забое скважины, равному 2,5 килофунт-сила.
Два средних графика на фиг.4 показывают соотношение между нагрузкой, крутящим моментом и глубиной резания (расстоянием, пробуренным за оборот бурового долота). Таким образом, модели в реальном масштабе времени предполагают, что если бурильщик увеличит нагрузку до 17 килофунтов, то двигатель может дать на выходе свою максимальную мощность и глубина резания стала бы максимальной.
Затем бурильщик получил команду приложить нагрузку, равную 15 килофунтам. Результаты этого приведены на фиг.5. Еще раз кривые характеристик двигателя показаны слева на этой фигуре и теперь показывают измерения (точки) дифференциального давления до величины, равной приблизительно 900 фунтов на квадратный дюйм. Кривые модели постоянно обновляются и слегка регулируются при новых измерениях, показывая, что максимум выходной мощности двигателя теперь появляется при дифференциальном давлении, приблизительно равном 1000 фунтов на квадратный дюйм.
Интересно отметить, что прогнозируемые кривые мощности двигателя (блеклая красная линия справа внизу на графике) предполагают, что максимальная выходная мощность имеет место при дифференциальном давлении, равном 700 фунтов на квадратный дюйм. Только при использовании измерений в реальном масштабе времени, в соответствии с вариантом настоящего изобретения, можно увидеть истинную кривую мощности.
На этом этапе в испытании было установлено, что величина, равная 15 килофунтов, представляла собой наиболее оптимальную нагрузку для приложения, поскольку она генерирует почти максимальную выходную мощность двигателя. В соответствии с вариантом настоящего изобретения измерение характеристик двигателя в реальном масштабе времени обеспечивало мгновенную обратную связь в отношении рабочей точки вдоль кривой мощности двигателя, а также выявило некоторые отличия от опубликованных кривых.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения измеренные кривые могут также использоваться для оптимизации мгновенной мощности или кпд двигателя, и путем текущего контроля этих кривых во времени, в соответствии с вариантом настоящего изобретения, можно обнаруживать ухудшение характеристик, износ двигателя и наступление отказа двигателя.
Кроме того, в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, приведенный выше анализ может быть повторен или непрерывно обновляться в процессе бурения с целью текущего контроля и реагирования на любое изменение в оптимальном рабочем режиме бура.
Фиг.7 представляет собой схематическую иллюстрацию системы забойного бескомпрессорного двигателя для бурения скважины в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения. В системе оборудование низа бурильной колонны 730 включает буровое долото 735. Забойный бескомпрессорный двигатель 720 соединен с низом бурильной колонны и сконфигурирован для подачи мощности на буровое долото 735. Оборудование низа бурильной колонны 730 и забойный бескомпрессорный двигатель 720 могут подвешиваться в стволе скважины на бурильной колонне 710, которая может включать обсадную колонну, бурильную трубу, гибкую насосно-компрессорную трубу и/или т.п.
Один или большее число датчиков 715 могут детектировать/измерять параметры, связанные с работой забойного бескомпрессорного двигателя 720, оборудования низа бурильной колонны 730, бурильной колонны 710, бурового долота 735 и/или т.п. Датчики 715 могут выполнять измерение в то время, когда буровое долото 735 используется для бурения ствола скважины. Параметры, измеренные/детектированные датчиками 715, могут передаваться на процессор 740. Процессор 740, в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, может генерировать первый набор соотношений из первого набора эксплуатационных параметров, чтобы обеспечить возможность прогнозирования скорости вращения ротора и крутящего момента ротора в диапазоне значений эксплуатационных параметров, определить из соотношений первый более оптимальный режим работы забойного бескомпрессорного двигателя, и/или сгенерировать выходной сигнал для изменения, по крайней мере, одного эксплуатационного параметра для перемещения работы ротора и статора в направлении более оптимального режима работы. Выходной сигнал для процессора 740 может быть выведен на экран для бурильщика (не показано) и/или использован для операции управления забойным бескомпрессорным двигателем 720, управление которым может, в некоторых случаях, обеспечиваться за счет изменения параметров бурения, таких как нагрузка на долото, нагрузка на крюк, давления закачки раствора и/или т.п.
Изобретение было подробно описано в целях его ясности и понимания. Однако следует понимать, что некоторые изменения и модификации могут применяться на практике в пределах объема прилагаемой формулы изобретения. Кроме того, в приведенном выше описании для целей иллюстрирования в определенном порядке были описаны различные способы и/или процедуры. Следует понимать, что в альтернативных вариантах осуществления способы и/или процедуры могут быть выполнены в порядке, отличающемся от описанного.
Claims (24)
1. Способ оптимизации работы бура, приводимого в действие от ротора и статора гидравлически или пневматически, при бурении им ствола скважины в земле, в котором осуществляют:
а) измерение первого набора эксплуатационных параметров ротора и статора, включая скорость вращения и крутящий момент ротора для первого периода времени,
b) генерирование первого набора соотношений из первого набора эксплуатационных параметров для обеспечения возможности прогнозирования скорости и крутящего момента ротора в диапазоне значений эксплуатационных параметров,
c) определение, исходя из соотношений, первого более оптимального режима работы,
d) изменение по меньшей мере одного эксплуатационного параметра для перемещения работы ротора и статора в направлении более оптимального режима работы.
а) измерение первого набора эксплуатационных параметров ротора и статора, включая скорость вращения и крутящий момент ротора для первого периода времени,
b) генерирование первого набора соотношений из первого набора эксплуатационных параметров для обеспечения возможности прогнозирования скорости и крутящего момента ротора в диапазоне значений эксплуатационных параметров,
c) определение, исходя из соотношений, первого более оптимального режима работы,
d) изменение по меньшей мере одного эксплуатационного параметра для перемещения работы ротора и статора в направлении более оптимального режима работы.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что ротор и статор образуют двигатель объемного или кавитационного типа или турбину.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерение скорости двигателя выполняют на забое скважины вблизи от ротора.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что крутящий момент, производимый ротором, измеряют на забое скважины.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что первый набор соотношений включает соотношение между крутящим моментом, генерируемым ротором, и перепадом давления за счет передачи гидравлической энергии на ротор.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что первый набор соотношений включает соотношение между скоростью вращения ротора и перепадом давления за счет передачи гидравлической энергии на ротор.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что более оптимальным режимом работы является режим, обеспечивающий повышенный выход механической мощности от двигателя.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что на стадии (d) измененный эксплуатационный параметр выбирают из перечня, включающего нагрузку, приложенную к буровому долоту, скорость вращения бурильной колонны и скорость потока раствора через бур и двигатель.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что в первом более оптимальном режиме работы способ по изобретению выполняют снова для измерения второго набора эксплуатационных параметров ротора и статора, генерирования второго набора соотношений для определения второго более оптимального режима работы и изменения эксплуатационных параметров для перемещения в направлении второго более оптимального режима работы.
10. Способ по п.9, отличающийся тем, что способ повторяют снова или настолько часто, насколько это требуется, до тех пор, пока не будет найдена следующая оптимизация бурения ротора.
11. Способ по п.1, отличающийся тем, что вслед за периодом бурения способ выполняют снова, в более поздний период времени, что приводит к следующему набору измеренных эксплуатационных параметров, которые применяются для того, чтобы сгенерировать следующий набор соотношений, которые могут указывать новый более оптимальный режим работы, а затем эксплуатационные параметры могут быть изменены для осуществления нового следующего режима работы.
12. Способ по п.1, отличающийся тем, что вслед за периодом бурения способ выполняют снова, в более поздний период времени, что приводит к следующему набору измеренных эксплуатационных параметров, которые используют для того, чтобы сгенерировать следующий набор соотношений, которые используют для обеспечения текущего контроля и диагностирования проблем, возникающих в процессе бурения.
13. Способ по п.1, отличающийся тем, что способ выполняют повторно во время бурения для обеспечения определения в реальном масштабе времени гидравлических характеристик ротора и статора и, таким образом, обеспечения возможности непрерывной регулировки и оптимизации в ходе буровых работ.
14. Система бурения на забое скважины, содержащая:
а) оборудование нижней части бурильной колонны, включающее буровое долото;
b) забойный бескомпрессорный двигатель, включающий ротор и статор, соединенные с оборудованием нижней части бурильной колонны и предназначенные для приведения в движение бурового долота в процессе эксплуатации;
с) один или большее число датчиков для измерения первого набора эксплуатационных параметров ротора и статора, включая скорость вращения ротора и крутящий момент ротора для первого периода времени; и
d) процессор, предназначенный для того, чтобы:
воспроизвести первый набор соотношений из первого набора эксплуатационных параметров для того, чтобы обеспечить прогнозируемость скорости ротора и крутящего момента ротора в диапазоне значений эксплуатационных параметров,
определить из соотношений первый более оптимальный режим работы забойного бескомпрессорного двигателя; и
воспроизвести выходной сигнал для изменения по меньшей мере одного эксплуатационного параметра для перевода работы ротора и статора в более оптимальный режим работы.
а) оборудование нижней части бурильной колонны, включающее буровое долото;
b) забойный бескомпрессорный двигатель, включающий ротор и статор, соединенные с оборудованием нижней части бурильной колонны и предназначенные для приведения в движение бурового долота в процессе эксплуатации;
с) один или большее число датчиков для измерения первого набора эксплуатационных параметров ротора и статора, включая скорость вращения ротора и крутящий момент ротора для первого периода времени; и
d) процессор, предназначенный для того, чтобы:
воспроизвести первый набор соотношений из первого набора эксплуатационных параметров для того, чтобы обеспечить прогнозируемость скорости ротора и крутящего момента ротора в диапазоне значений эксплуатационных параметров,
определить из соотношений первый более оптимальный режим работы забойного бескомпрессорного двигателя; и
воспроизвести выходной сигнал для изменения по меньшей мере одного эксплуатационного параметра для перевода работы ротора и статора в более оптимальный режим работы.
15. Система по п.14, отличающаяся тем, что ротор и статор образуют двигатель объемного либо кавитационного типа или турбину.
16. Система по п.14 или 15, отличающаяся тем, что измерение скорости двигателя определяют на забое вблизи от ротора.
17. Система по п.14, отличающаяся тем, что крутящий момент, производимый ротором, измеряют на забое.
18. Система по п.14, отличающаяся тем, что первый набор соотношений включает соотношения между крутящим моментом, генерируемым ротором, и перепадом давления за счет гидравлической энергии, передаваемой на ротор.
19. Система по п.14, отличающаяся тем, что первый набор соотношений включает соотношения между скоростью вращения ротора и перепадом давления за счет гидравлической энергии, передаваемой на ротор.
20. Система по п.14, отличающаяся тем, что более оптимальным режимом работы является режим, обеспечивающий повышенный выход механической мощности с двигателя.
21. Система по п.14, отличающаяся тем, что измененный эксплуатационный параметр выбирается из перечня, включающего нагрузку, приложенную к буровому долоту, скорость вращения бурильной колонны и скорость потока раствора через бур и двигатель.
22. Система по п.14, отличающаяся тем, что дополнительно включает:
бурильную колонну, включающую трубу с кабелем для передачи выходного сигнала от датчиков или процессора в местоположение на поверхности.
бурильную колонну, включающую трубу с кабелем для передачи выходного сигнала от датчиков или процессора в местоположение на поверхности.
23. Система по п.14, отличающаяся тем, что дополнительно включает:
дисплей для отображения выходного сигнала от процессора.
дисплей для отображения выходного сигнала от процессора.
24. Система по п.14, отличающаяся тем, что дополнительно включает:
контроллер, предназначенный для приема выходного сигнала от процессора и осуществления операции управления забойного бескомпрессорного двигателя.
контроллер, предназначенный для приема выходного сигнала от процессора и осуществления операции управления забойного бескомпрессорного двигателя.
Applications Claiming Priority (7)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US42241210P | 2010-12-13 | 2010-12-13 | |
| US42240910P | 2010-12-13 | 2010-12-13 | |
| US42242010P | 2010-12-13 | 2010-12-13 | |
| US61/422,412 | 2010-12-13 | ||
| US61/422,409 | 2010-12-13 | ||
| US61/422,420 | 2010-12-13 | ||
| PCT/IB2011/003019 WO2012080812A2 (en) | 2010-12-13 | 2011-12-13 | Drilling optimization with a downhole motor |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013132445A RU2013132445A (ru) | 2015-01-20 |
| RU2572629C2 true RU2572629C2 (ru) | 2016-01-20 |
Family
ID=46245156
Family Applications (3)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013132442/07A RU2581616C2 (ru) | 2010-12-13 | 2011-12-13 | Способ определения скорости вращения забойного бескомпрессорного двигателя |
| RU2013132445/03A RU2572629C2 (ru) | 2010-12-13 | 2011-12-13 | Способ оптимизации бурения с забойным бескомпрессорным двигателем |
| RU2013132483/03A RU2572093C2 (ru) | 2010-12-13 | 2011-12-13 | Оптимизированное бурение |
Family Applications Before (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013132442/07A RU2581616C2 (ru) | 2010-12-13 | 2011-12-13 | Способ определения скорости вращения забойного бескомпрессорного двигателя |
Family Applications After (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013132483/03A RU2572093C2 (ru) | 2010-12-13 | 2011-12-13 | Оптимизированное бурение |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US9494028B2 (ru) |
| CN (1) | CN103415985B (ru) |
| CA (3) | CA2819318C (ru) |
| RU (3) | RU2581616C2 (ru) |
| WO (3) | WO2012080819A2 (ru) |
Families Citing this family (45)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2408526B (en) | 2003-11-26 | 2007-10-17 | Schlumberger Holdings | Steerable drilling system |
| US8919459B2 (en) | 2009-08-11 | 2014-12-30 | Schlumberger Technology Corporation | Control systems and methods for directional drilling utilizing the same |
| DE112011102059T5 (de) | 2010-06-18 | 2013-03-28 | Schlumberger Technology B.V. | Spanflächensteuerung für rotatorischen lenkbaren Werkzeugaktuator |
| WO2012080819A2 (en) | 2010-12-13 | 2012-06-21 | Schlumberger Technology B.V. (Stbv) | Optimized drilling |
| CA2836830C (en) * | 2011-06-29 | 2017-05-09 | The Governors Of The University Of Calgary | Autodriller system |
| US8965703B2 (en) * | 2011-10-03 | 2015-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Applications based on fluid properties measured downhole |
| US9145768B2 (en) | 2012-07-03 | 2015-09-29 | Schlumberger Technology Corporation | Method for reducing stick-slip during wellbore drilling |
| US9309760B2 (en) | 2012-12-18 | 2016-04-12 | Schlumberger Technology Corporation | Automated directional drilling system and method using steerable motors |
| WO2014100318A1 (en) * | 2012-12-21 | 2014-06-26 | Shell Oil Company | Method for calibration of indirectly measured quantities |
| US9670727B2 (en) * | 2013-07-31 | 2017-06-06 | National Oilwell Varco, L.P. | Downhole motor coupling systems and methods |
| US10094210B2 (en) | 2013-10-01 | 2018-10-09 | Rocsol Technologies Inc. | Drilling system |
| RU2633006C1 (ru) * | 2013-10-21 | 2017-10-11 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Автоматизация бурения с использованием оптимального управления на основе стохастической теории |
| US9285386B2 (en) * | 2013-12-06 | 2016-03-15 | Rosemount Aerospace Inc. | Inductive rotational speed sensors |
| CN104410435B (zh) * | 2014-05-07 | 2017-06-16 | 丰唐物联技术（深圳）有限公司 | 触发组网的方法、节点及网关 |
| GB2582525B (en) * | 2014-05-16 | 2021-03-31 | Silixa Ltd | Method and system for downhole object location and orientation determination |
| AU2015202984B2 (en) * | 2014-06-02 | 2017-01-05 | Schlumberger Technology B.V. | Downhole rotational speed measurement system and method |
| US9828845B2 (en) | 2014-06-02 | 2017-11-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Automated drilling optimization |
| AU2014396163B2 (en) * | 2014-06-04 | 2017-11-30 | Landmark Graphics Corporation | Optimized UBD operation envelope |
| CA2952659C (en) | 2014-06-25 | 2018-07-17 | Evolution Engineering Inc. | Fluid pressure pulse generator for a downhole telemetry tool |
| CA2952654C (en) | 2014-06-25 | 2018-01-23 | Evolution Engineering Inc. | A flow bypass sleeve for a fluid pressure pulse generator of a downhole telemetry tool |
| WO2015196282A1 (en) * | 2014-06-25 | 2015-12-30 | Evolution Engineering Inc. | Fluid pressure pulse generator for a downhole telemetry tool |
| WO2016081774A1 (en) * | 2014-11-20 | 2016-05-26 | Schlumberger Canada Limited | Continuous downlinking while drilling |
| EP3096150B1 (en) | 2015-05-12 | 2018-12-19 | Rolls-Royce Corporation | Speed sensing system |
| US9938772B2 (en) * | 2015-09-30 | 2018-04-10 | Hawg Tools, Llc | System and process for drilling a planned wellbore trajectory with a downhole mud motor |
| US10900342B2 (en) | 2015-11-11 | 2021-01-26 | Schlumberger Technology Corporation | Using models and relationships to obtain more efficient drilling using automatic drilling apparatus |
| DE102015226429A1 (de) * | 2015-12-22 | 2017-06-22 | Robert Bosch Gmbh | Sensoreinrichtung in einer elektrischen Maschine |
| RU2617750C1 (ru) * | 2016-02-12 | 2017-04-26 | Общество с ограниченной ответственностью "ГЕРС Технолоджи" | Способ контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин |
| GB2549727A (en) | 2016-04-26 | 2017-11-01 | Schlumberger Technology Bv | Methods and systems for use with a positive displacement motor |
| US11073009B2 (en) | 2016-06-29 | 2021-07-27 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling energy calculation based on transient dynamics simulation and its application to drilling optimization |
| US10180059B2 (en) | 2016-12-20 | 2019-01-15 | Evolution Engineering Inc. | Telemetry tool with a fluid pressure pulse generator |
| US20180182214A1 (en) * | 2016-12-22 | 2018-06-28 | Mivalife Mobile Technology, Inc. | Mobile Device Security System |
| US11208882B2 (en) | 2017-06-02 | 2021-12-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotation monitoring with magnetic film |
| CA3009855C (en) | 2017-07-14 | 2023-12-19 | Evolution Engineering Inc. | Fluid pressure pulse generator and flow bypass sleeve for a telemetry tool |
| US10495659B2 (en) | 2017-11-06 | 2019-12-03 | Rolls-Royce Corporation | Speed and position sensing systems |
| GB2582096B (en) | 2018-01-29 | 2022-04-27 | Landmark Graphics Corp | Controlling range constraints for real-time drilling |
| CN109441342B (zh) * | 2018-10-23 | 2020-04-07 | 成都科盛石油科技有限公司 | 一种在页岩地层内的钻进加速方法 |
| US11448013B2 (en) * | 2018-12-05 | 2022-09-20 | Epiroc Drilling Solutions, Llc | Method and apparatus for percussion drilling |
| WO2020181152A1 (en) | 2019-03-05 | 2020-09-10 | Farrokh Shokooh | Utility network project modeling & management |
| EP3973142A4 (en) | 2019-05-20 | 2023-06-14 | Services Pétroliers Schlumberger | SYSTEM AND METHODOLOGY FOR DETERMINING APPROPRIATE PENETRATION RATE IN DOWNHOLE APPLICATIONS |
| US11808097B2 (en) | 2019-05-20 | 2023-11-07 | Schlumberger Technology Corporation | Flow rate pressure control during mill-out operations |
| GB2608349B (en) * | 2019-05-22 | 2023-07-05 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Dual turbine power and wellbore communications apparatus |
| US11619124B2 (en) | 2019-12-20 | 2023-04-04 | Schlumberger Technology Corporation | System and methodology to identify milling events and performance using torque-thrust curves |
| WO2022133484A1 (en) * | 2020-12-17 | 2022-06-23 | Schlumberger Technology Corporation | Dynamic adjustments of drilling parameter limits |
| CN116398110B (zh) * | 2023-04-14 | 2024-04-02 | 奥瑞拓能源科技股份有限公司 | 一种螺杆钻具工作状态检测装置和螺杆钻具计时器 |
| CN118517256B (zh) * | 2024-05-13 | 2024-10-22 | 山东九商定向钻探有限公司 | 一种定向钻探设备智能控制系统 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5415030A (en) * | 1992-01-09 | 1995-05-16 | Baker Hughes Incorporated | Method for evaluating formations and bit conditions |
| US20080156531A1 (en) * | 2006-12-07 | 2008-07-03 | Nabors Global Holdings Ltd. | Automated mse-based drilling apparatus and methods |
| US20080164062A1 (en) * | 2007-01-08 | 2008-07-10 | Brackin Van J | Drilling components and systems to dynamically control drilling dysfunctions and methods of drilling a well with same |
Family Cites Families (33)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2958821A (en) | 1957-04-01 | 1960-11-01 | Dresser Operations Inc | Turbodrill tachometer |
| US2958511A (en) | 1957-06-10 | 1960-11-01 | Dresser Ind | Earth borehole drilling apparatus and system |
| US4630691A (en) | 1983-05-19 | 1986-12-23 | Hooper David W | Annulus bypass peripheral nozzle jet pump pressure differential drilling tool and method for well drilling |
| US4647853A (en) * | 1983-09-30 | 1987-03-03 | Teleco Oilfield Services Inc. | Mud turbine tachometer |
| JPS60144576A (ja) | 1984-01-06 | 1985-07-30 | ミサワホ−ム株式会社 | ヒ−トポンプ装置 |
| US4941951A (en) | 1989-02-27 | 1990-07-17 | Anadrill, Inc. | Method for improving a drilling process by characterizing the hydraulics of the drilling system |
| US5368108A (en) | 1993-10-26 | 1994-11-29 | Schlumberger Technology Corporation | Optimized drilling with positive displacement drilling motors |
| US5956995A (en) * | 1997-09-18 | 1999-09-28 | Pegasus Drilling Technologies, L.L.C. | Lubricant level detection system for sealed mud motor bearing assembly |
| US6234259B1 (en) | 1999-05-06 | 2001-05-22 | Vector Magnetics Inc. | Multiple cam directional controller for steerable rotary drill |
| GB2357527B (en) * | 1999-12-22 | 2002-07-17 | Schlumberger Holdings | System and method for torsional telemetry in a wellbore |
| US6639399B2 (en) | 2001-02-06 | 2003-10-28 | Delphi Technologies, Inc. | Target wheel sensor assembly for determining position and direction of motion of a rotating target wheel |
| US6518756B1 (en) | 2001-06-14 | 2003-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for determining motion tool parameters in borehole logging |
| US6498474B1 (en) | 2001-06-27 | 2002-12-24 | Kelsey-Hayes Company | Rotational velocity and direction sensing system |
| DE10331633A1 (de) | 2003-07-12 | 2005-02-03 | Valeo Sicherheitssysteme Gmbh | Antrieb zur automatischen Betätigung einer Fahrzeugtür |
| JP2005201146A (ja) | 2004-01-15 | 2005-07-28 | Denso Corp | 過給装置のポジション検出装置 |
| FR2872644B1 (fr) * | 2004-06-30 | 2006-10-06 | Valeo Equip Electr Moteur | Dispositif de commande d'une machine electrique tournante |
| US7555414B2 (en) * | 2004-12-16 | 2009-06-30 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for estimating confined compressive strength for rock formations utilizing skempton theory |
| US7412331B2 (en) | 2004-12-16 | 2008-08-12 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for predicting rate of penetration using bit-specific coefficient of sliding friction and mechanical efficiency as a function of confined compressive strength |
| US7243735B2 (en) * | 2005-01-26 | 2007-07-17 | Varco I/P, Inc. | Wellbore operations monitoring and control systems and methods |
| US7313052B2 (en) * | 2005-04-08 | 2007-12-25 | Baker Hughes Incorporated | System and methods of communicating over noisy communication channels |
| US8004421B2 (en) * | 2006-05-10 | 2011-08-23 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore telemetry and noise cancellation systems and method for the same |
| US7844441B2 (en) | 2006-03-27 | 2010-11-30 | International Business Machines Corporation | Computer-implemented method, system and program product for approximating resource consumption of computer system |
| ATE489901T1 (de) * | 2007-01-17 | 2010-12-15 | W & H Dentalwerk Buermoos Gmbh | Medizinischer handgriff |
| DE102008030201A1 (de) | 2007-07-25 | 2009-01-29 | Dr. Johannes Heidenhain Gmbh | Drehgeber und Verfahren zu dessen Betrieb |
| RU2405099C2 (ru) | 2007-08-30 | 2010-11-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Бурильное устройство и способ бурения ствола |
| GB2454699B (en) * | 2007-11-15 | 2012-08-15 | Schlumberger Holdings | Measurements while drilling or coring using a wireline drilling machine |
| US7755235B2 (en) | 2008-03-22 | 2010-07-13 | Stolar, Inc. | Downhole generator for drillstring instruments |
| DE102008002180B4 (de) * | 2008-06-03 | 2018-07-19 | Robert Bosch Gmbh | Rotor und Vorrichtung zur Rotorlageerkennung mit einem Rotor |
| RU2383469C1 (ru) | 2008-09-09 | 2010-03-10 | Владимир Михайлович Низовцев | Способ изменения аэродинамических характеристик гиперзвукового летательного аппарата и устройство для его осуществления |
| US8838426B2 (en) | 2008-10-14 | 2014-09-16 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for online automation |
| US7984770B2 (en) | 2008-12-03 | 2011-07-26 | At-Balance Americas, Llc | Method for determining formation integrity and optimum drilling parameters during drilling |
| US20100301846A1 (en) * | 2009-06-01 | 2010-12-02 | Magna-Lastic Devices, Inc. | Magnetic speed sensor and method of making the same |
| WO2012080819A2 (en) | 2010-12-13 | 2012-06-21 | Schlumberger Technology B.V. (Stbv) | Optimized drilling |
-
2011
- 2011-12-13 WO PCT/IB2011/003045 patent/WO2012080819A2/en active Application Filing
- 2011-12-13 CN CN201180059506.4A patent/CN103415985B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-12-13 RU RU2013132442/07A patent/RU2581616C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-12-13 RU RU2013132445/03A patent/RU2572629C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-12-13 WO PCT/IB2011/003017 patent/WO2012080810A2/en active Application Filing
- 2011-12-13 RU RU2013132483/03A patent/RU2572093C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-12-13 CA CA2819318A patent/CA2819318C/en active Active
- 2011-12-13 CA CA2819319A patent/CA2819319A1/en not_active Abandoned
- 2011-12-13 US US13/993,633 patent/US9494028B2/en active Active
- 2011-12-13 US US13/993,643 patent/US9797235B2/en active Active
- 2011-12-13 CA CA2819484A patent/CA2819484C/en active Active
- 2011-12-13 WO PCT/IB2011/003019 patent/WO2012080812A2/en active Application Filing
- 2011-12-13 US US13/993,640 patent/US9574432B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5415030A (en) * | 1992-01-09 | 1995-05-16 | Baker Hughes Incorporated | Method for evaluating formations and bit conditions |
| US20080156531A1 (en) * | 2006-12-07 | 2008-07-03 | Nabors Global Holdings Ltd. | Automated mse-based drilling apparatus and methods |
| US20080164062A1 (en) * | 2007-01-08 | 2008-07-10 | Brackin Van J | Drilling components and systems to dynamically control drilling dysfunctions and methods of drilling a well with same |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US9494028B2 (en) | 2016-11-15 |
| RU2013132442A (ru) | 2015-01-20 |
| WO2012080812A2 (en) | 2012-06-21 |
| WO2012080819A3 (en) | 2012-11-15 |
| WO2012080810A3 (en) | 2012-11-15 |
| CA2819484A1 (en) | 2012-06-21 |
| WO2012080819A2 (en) | 2012-06-21 |
| RU2013132445A (ru) | 2015-01-20 |
| WO2012080812A3 (en) | 2012-11-01 |
| CA2819318A1 (en) | 2012-06-21 |
| CA2819318C (en) | 2020-03-24 |
| US9574432B2 (en) | 2017-02-21 |
| CN103415985B (zh) | 2016-06-22 |
| US20140027174A1 (en) | 2014-01-30 |
| US20140027175A1 (en) | 2014-01-30 |
| CA2819319A1 (en) | 2012-06-21 |
| CN103415985A (zh) | 2013-11-27 |
| US9797235B2 (en) | 2017-10-24 |
| US20140028293A1 (en) | 2014-01-30 |
| CA2819484C (en) | 2021-01-19 |
| RU2572093C2 (ru) | 2015-12-27 |
| RU2013132483A (ru) | 2015-01-20 |
| WO2012080810A2 (en) | 2012-06-21 |
| RU2581616C2 (ru) | 2016-04-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2572629C2 (ru) | Способ оптимизации бурения с забойным бескомпрессорным двигателем | |
| CN106437513B (zh) | 一种复杂结构井减摩阻及动力钻具工具面调整方法 | |
| US8827006B2 (en) | Apparatus and method for measuring while drilling | |
| AU2013286986B2 (en) | Method for reducing stick-slip during wellbore drilling | |
| US20190128114A1 (en) | Monitoring system with an instrumented surface top sub | |
| US20100252325A1 (en) | Methods for determining mechanical specific energy for wellbore operations | |
| CA2932871C (en) | Steerable drilling method and system | |
| CN108071386B (zh) | 一种旋转式脉冲发射器和一种沿着钻柱传输信息的方法 | |
| CN105264162A (zh) | 井下钻井马达和使用方法 | |
| NO20211033A1 (en) | Comprehensive structural health monitoring method for bottom hole assembly | |
| US12084967B2 (en) | System and method for downlinking combinatorial frequencies alphabet | |
| US4475605A (en) | Turbodrill | |
| Lowe | Selection and Integration of Positive Displacement Motors into Directional Drilling Systems |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191214 |