NO316891B1 - Boresystem med redusert fasthengings-/glidningstendens - Google Patents
Boresystem med redusert fasthengings-/glidningstendens Download PDFInfo
- Publication number
- NO316891B1 NO316891B1 NO19994910A NO994910A NO316891B1 NO 316891 B1 NO316891 B1 NO 316891B1 NO 19994910 A NO19994910 A NO 19994910A NO 994910 A NO994910 A NO 994910A NO 316891 B1 NO316891 B1 NO 316891B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- subsystem
- value
- resonance frequency
- drill string
- parameter
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 17
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 claims description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 6
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 8
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005489 elastic deformation Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 238000005312 nonlinear dynamic Methods 0.000 description 1
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
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
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Bag Frames (AREA)
- Sheet Holders (AREA)
- Jigs For Machine Tools (AREA)
Description
Oppfinnelsen angår et system for boring av et borehull i en grunn formasjon med redusert fasthengings-/glidningstendens.
Ved en vanlig benyttet metode for borehullboring, som omtales som rotasjonsboring, roteres en borestreng ved hjelp av et drivsystem som er beliggende på overflaten. Drivsystemet omfatter vanligvis et rotasjonsbord eller et toppdrivverk, og borestrengen omfatter en nedre endedel med øket vekt, dvs. bunnhullsmontasjen (BHA = bottom hole assembly) som tilveiebringer den nødvendige vekt på borkronen under boring. Med et toppdrivverk menes et drivsystem som driver borestrengen i rotasjon ved dens øvre ende, dvs. nær der hvor strengen er opphengt i boreriggen. I betraktning av borestrengens lengde, som i mange tilfeller er av størrelsesorden 3000 m eller mer, utsettes borestrengen for betydelige elastiske deformasjoner, deriblant vridning om sin lengdeakse, slik at BHA-montasjen vris i forhold til strengens øvre ende. Hver av rotasjonsbordet, toppdrivverket og BHA-montasjen har et visst treghetsmoment, og den elastiske vridning av borestrengen fører derfor til rotasjonsvibrasjoner som resulterer i betydelige hastighetsvariasjoner på borkronen ved strengens nedre ende. E tn spesielt ugunstig modus av borestrengoppførsel er fasthenging/glidning (stick-slip), ved hvilken borkronens rotasjonshastighet syklisk avtar til null, etterfulgt av økende vridningsmoment av strengen på grunn av kontinuerlig rotasjon av drivsystemet og tilsvarende oppsamling av elastisk energi i borestrengen, etterfulgt av løsning av borestrengen og akselerasjon opp til hastigheter som er vesentlig høyere enn drivsystemets nominelle rotasjonshastighet.
De store hastighetsvariasjoner forårsaker store vridningsmomentvariasjoner
i borestrengen, hvilket fører til ugunstige virkninger, så som skade på borestrengrørene og borkronen, og en redusert inntrengingshastighet i bergartformasjonen.
For å undertrykke fasthengings-/glidningsfenomenet, er styresystemer blitt anvendt for å kontrollere drivsystemets hastighet slik at rotasjonshastighetsvariasjonene av borkronen dempes. Ett slikt system er vist i EP-B-0 443 689, hvor energiflyten gjennom boremontasjens drivsystem styres slik at den ligger mellom valgte grenser, idet energiflyten kan defineres som produktet av en tversover-variabel (across-variable) og en gjennomgangs-variabel (through-variable). Hastighetsfluktuasjonene reduseres ved måling av minst én av variablene, og justering av den andre variable som reaksjon på målingen.
Det er et formål med oppfinnelsen å tilveiebringe et system for boring av et borehull i en grunnformasjon, hvilket system har en redusert tendens til fasthengingglidning av borstrengen i borehullet.
I overensstemmelse med oppfinnelsen er det tilveiebrakt et system for boring av et borehull i en grunnformasjon med redusert fasthengings-/glidningstendens, omfattende
et første delsystem som omfatter en borestreng som strekker seg ned i borehullet, og
et andre delsystem som omfatter et drivsystem for å drive borestrengen i rotasjon om sin lengdeakse, idet hvert av delsystemene har en rotasjonsresonansfrekvens, hvilket system er kjennetegnet ved at rotasjonsresonansfrekvensen til det andre delsystem er lavere enn rotasjonsresonansfrekvensen til det første delsystem.
Man må være klar over at rotasjonsresonansfrekvensen til hvert delsystem i den foreliggende sammenheng anses for å være rotasjonsresonansfrekvensen til delsystemet i isolasjon, dvs. når delsystemet ikke påvirkes av det andre delsystem. ■
Ved hjelp av det trekk at rotasjonsresonansfrekvensen til det andre delsystem ligger lavere enn rotasjonsresonansfrekvensen til det første delsystem, oppnår man at drivsystemet utfører en harmonisk bevegelse som ligger etter den harmoniske bevegelse til borestrengen, særlig bak BHA-montasjen. En slik oppførsel frembringer støt eller svevninger i systemet, hvilke har en tendens til å redusere oscillasjonen.
Ved praktisering av oppfinnelsen avhenger rotasjonsresonansfrekvensen til det første delsystem av treghetsmomentet til bunnhullsmontasjen, og rotasjonsresonansfrekvensen til det andre delsystem avhenger av treghetsmomentet til rotasjonsbordet eller toppdrivverket, alt etter hvilket som benyttes.
Vanligvis omfatter drivsystemet en elektronisk styreanordning som styrer borestrengens rotasjon. Ved praktisering av oppfinnelsen avhenger rotasjonsresonansfrekvensen til det andre delsystem på passende måte av avstemningen av en slik elektronisk styreanordning, slik at rotasjonsresonansfrekvensen til det andre delsystem styres av den elektroniske styreanordning.
For å sikre at den harmoniske bevegelse av det andre delsystem forblir ute av fase med den harmoniske bevegelse til det første delsystem, foretrekkes det at rotasjonsresonansfrekvensen til det andre delsystem ligger høyere enn halve rotasjonsresonansfrekvensen til det første delsystem.
Optimal dempningsoppførsel oppnås når rotasjonsresonansfrekvensen til det andre delsystem er slik at en valgt terskelrotasjonshastighet av bunnhullsmontasjen, under hvilken terskelhastighet fasthengings-/glidningsoscillasjon av bunnhullsmontasjen er mulig, ligger i det vesentlige på et minimum. Boremontasjen har vanligvis et antall rotasjonsvibrasjonsmodi, idet hver modus har en tilsvarende terskelrotasjonshastighet under hvilken fasthengings-/glidningsoscillasjon av bunnhullsmontasjen kan opptre. Optimal dempning oppnås da dersom den største av terskelrotasjonshastighetene som svarer til de nevnte modi, er minimert.
Oppfinnelsen skal i det følgende beskrives nærmere ved hjelp av et eksempel under henvisning til tegningen, der
fig. 1 skjematisk viser et rotasjonsvibrasjonssystem som representerer en boremontasje for boring av et borehull i en grunnformasjon,
fig. 2 viser skjematisk et diagram som angir harmonisk rotasjonsoppførsel til BHA-montasjen og rotasjonsbordet ved benyttelse av systemet ifølge oppfinnelsen, og
fig. 3 viser skjematisk et diagram som angir optimale verdier av avstemningsparametere for reduksjon av fasthengings-/glidningsoppførsel.
Idet det henvises til fig. 1, er det der vist en skjematisk fremstilling av et boresystem 1 som omfatter et første delsystem I med en borestreng 3, her vist som en torsjonsfjær, som strekker seg ned i et borehull, og en bunnhullsmontasje (BHA) 5 som danner en nedre del av borestrengen 3, og et andre delsystem II i form av et drivsystem som er innrettet til å rotere borestrengen om dens lengdeakse. Drivsystemet omfatter en motor 11 som driver et rotasjonsbord 14 som på sin side roterer borestrengen 3. Drivsystemet er videre representert ved en parallellanordning av en torsjonsfjær 7 og en viskøs torsjonsdemper 9. Ved praktisering av oppfinnelsen simuleres torsjonsfjæren 7 og den viskøse torsjonsdemper 9 ved hjelp av et elektronisk styresystem (ikke vist) som regulerer motorens 11 hastighet. Motorhuset er fast forbundet med en støttekonstruksjon 16. Videre er en borkrone (ikke vist) anordnet ved borestrengens nedre ende, hvilken borkrone utsettes for friksjonskrefter som forårsaker et torsjons- eller vridningsmoment
18 på borkronen.
I den skjematiske fremstilling på fig. 1 har BHA-montasjen et treghetsmoment J!sborestrengen 3 har en torsjonsfjærkonstant k2, rotasjonsbordet 14 har et treghetsmoment J3, den viskøse demper 9 har et dempingsforhold cf, og torsjonsfjæren 7 har en torsjonsfjærkonstant kf.
Under normal drift av systemet 1 roterer motoren 11 rotasjonsbordet 14 og borestrengen 3 innbefattet BHA-montasjen. Vridningsmomentet 18 som virker på borkronen, motsetter seg rotasjonen av borestrengen. Systemet 1 har to frihetsgrader med hensyn til rotasjons vibrasjon, og i sitt lineære område, når ingen fasthenging/glidning forekommer og bevegelsen kan betraktes som en fri dempet respons, vil det ha to resonansmodi. Én måte for avstemning av systemet 1 er å forbedre dempningen av modusen med det minste dempningsforhold. Det ble imidlertid funnet at forbedring av dempningen av den ene modus går på bekostning av dempningen av den andre modus. I betraktning av dette er det tidligere blitt foreslått at systemet dempes optimalt dersom begge modi antar det samme dempningsforhold. Dette inntreffer ved følgende betingelser:
Det er bekvemt å innføre dimensjonsløse parametere som følger:
hvor
(3 betegner den viskøse dempning som tilveiebringes av det elektroniske tilbakekoplingssystem,
v betegner forholdet mellom resonansfrekvensene til de to delsystemer når de betraktes uavhengig av hverandre, og
\ i betegner forholdet mellom de to treghetsmomenter.
For den situasjon at begge resonansmodi har det samme dempningsforhold, far man ved innsetting av likningene (1) og (2) i likningene (3), (4) og (5) at (3 = 1 og v = 1. For en gitt boremontasje er parameteren u. den eneste parameter som ikke kan endres fritt for å optimere avstemningen, og de eneste avstemningsparametere er følgelig P og v, idet begge er funksjoner av u.
I tilfellet med v = 1 følger det at resonansfrekvensene til begge modi er de samme. Dette innebærer at etter en vridningsmomentforstyrrelse ved borkronen utfører både BHA-montasjen 5 og rotasjonsbordet 14 bevegelser som stort sett er i synkronisme med hverandre. Et problem med slik avstemning er den forholdsvis høye terskelrotasjonshastighet for fasthengings-/glidningsbevegelse, hvilken terskelhastighet godt kan strekke seg inn i det laveste driftsboreområde og tillater at skadelig fasthengings-/glidningsoscillasjon av borestrengen kan forekomme. Dette fører til redusert inntrengingshastighet og forøket borestrengslitasje, slik som beskrevet foran.
Idet det henvises til fig. 2, er boresystemet på fig. 1 blitt avstemt slik at rotasjonsresonansfrekvensen til det andre delsystem ligger lavere enn rotasjonsresonansfrekvensen til det første delsystem. På denne måte oppnås at drivverket og rotasjonsbordet utfører en dempet harmonisk bevegelse som ligger etter bevegelsen av BHA-montasjen. Kurve a betegner rotasjonshastigheten (co) av BHA-montasjen som funksjon av tiden (t(s)), og kurve b betegner rotasjonsbordets rotasjonshastighet som funksjon av tiden. Da det er velkjent at økning av borestrengens rotasjonshastighet til slutt forårsaker at fasthengings-/glidningsfenomenet forsvinner, er rotasjonshastigheten blitt valgt ved terskelen for fasthengings/glidning, slik at en infinitesimalt liten økning av rotasjonshastigheten forårsaker at fasthengings-/glidningsoscillasjonen forsvinner, hvilket er synlig ut fra at minimumsverdien av BHA-hastigheten så vidt når null (punkt C). Etter en periode med fasthenging løsner BHA-montasjen i et punkt A på tidsskalaen på grunn av den kontinuerlige rotasjon av rotasjonsbordet. BHA-montasjen utfører deretter en syklus med økende og avtakende hastighet, oppnår et minimum som er større enn null i et punkt B, og utfører en annen syklus som ender i et minimum på null i punktet C. Rotasjonsbordet utvikler en positiv faseforskyvning på grunn av at v < 1. Dette forårsaker at rotasjonsbordet svinger i stort sett motsatt bevegelse i forhold til BHA-montasjen, og den resulterende vridning av borestrengen hindrer at BHA-montasjen i punktet B oppnår null hastighet. Dersom dette ikke ville ha vært slik, ville terskelrotasjonshastigheten for fasthenging/glidning ha vært høyere. Først i punktet C oppnår BHA-hastigheten null igjen, men ved dette tidspunkt er imidlertid betydelig vibrasjonsenergi blitt absorbert. Som et resultat ligger terskelhastigheten for fasthengings-/glidningsbevegelse betydelig under den hastighet da BHA-montasjen ville ha oppnådd null hastighet etter én syklus.
Man vil innse at systemet på fig. 1 vanligvis har en ikke-lineær dynamisk oppførsel som følge av den ikke-lineære friksjon ved borkronen, slik at torsjonsfriksjonsmomentet 18 avhenger av BHA-hastigheten.
Generelt forårsaker sådan ikke-linearitet at systemet har mer enn to rotasjonsvibrasjonsmodi, idet hver modus har en tilsvarende terskelrotasjonshastighet av BHA-montasjen, under hvilken terskelhastighet fasthengings-/glidningsoscillasjon av BHA-montasjen inntreffer. Avstemningsparametrene p og v er blitt valgt slik at den største av terskelrotasjonshastighetene som svarer til de nevnte modi, er minimert. De således oppnådde verdier for p og v er vist i diagrammet på fig. 3, hvor de heltrukne linjer forbinder de punkter som virkelig ble funnet for optimale verdier av p og v som funksjon av p., og de stiplede linjer representerer polynomiske tilpasninger gjennom de punkter som virkelig ble funnet.
I overensstemmelse med de kurver som er vist på fig. 3, ble det funnet at foretrukne verdier for p og v for å oppnå optimalt redusert fasthengings-/glidnings-oppførsel, er følgende:
Generelt må P ligge mellom 0,5-1,1, mer spesielt
P må ligge mellom 0,5-0,8 når parameteren u. ligger mellom 0,0-0,2, P må ligge mellom 0,7-1,1 når parameteren \ i ligger mellom 0,2-0,4.
Generelt må v ligge mellom 0,5-1,1, mer spesielt
v må ligge mellom 0,7-1,1 når parameteren n ligger mellom 0,0-0,2, og
v må ligge mellom 0,5-0,8 når parameteren u. ligger mellom 0,2-04.
I stedet for et rotasjonsbord kan et toppdrivverk anvendes for å rotere borestrengen. I dette tilfelle er J3treghetsmomentet for en rotasjonsdrivdel av toppdriwerket.
Claims (11)
1. System for boring av et borehull i en grunnformasjon med redusert fasthengings-/glidningstendens, omfattende et første delsystem (I) som omfatter en borestreng som strekker seg ned i borehullet, og
et andre delsystem (II) som omfatter et drivsystem for å drive borestrengen (3) i rotasjon om sin lengdeakse, idet hvert av delsystemene (I, II) har en rotasjonsresonansfrekvens,karakterisert vedat rotasjonsresonansfrekvensen til det andre delsystem (II) er lavere enn rotasjonsresonansfrekvensen til det første delsystem (I).
2. System ifølge krav 1,karakterisert vedat rotasjonsresonansfrekvensen til det andre delsystem (II) ligger høyere enn halve rotasjonsresonansfrekvensen til det første delsystem (I).
3. System ifølge krav 1 eller 2,karakterisert vedat rotasjonsresonansfrekvensen til det andre delsystem (II) er slik at en valgt terskelrotasjonshastighet av bunnhullsmontasjen (5), under hvilken terskelhastighet fasthengings-/glidningsoscillasjon av bunnhullsmontasjen forekommer, er i hovedsaken på et minimum.
4. System ifølge krav 3,karakterisert vedat boremontasjen har et antall rotasjonsvibrasjonsmodi, idet hver modus har en tilsvarende terskelrotasjonshastighet av bunnhullsmontasjen (5), under hvilken terskelhastighet fasthengings-/glidningsoscillasjon av bunnhullsmontasjen forekommer, og at den valgte terskelrotasjonshastighet er den største av terskelrotasjonshastighetene som svarer til de nevnte modi.
5. System ifølge ett av kravene 1-4,karakterisert vedat parameteren p, slik den er definert i det foregående, har en størrelse på mellom 0,5-1,1.
6. System ifølge krav 5,karakterisert vedat P har en størrelse på mellom 0,5-0,8 dersom parameteren u., slik den er definert i det foregående, har en størrelse på mellom 0,0-0,2.
7. System ifølge krav 5,karakterisert vedat p har en størrelse på mellom 0,7-1,1 dersom parameteren p, slik den er definert i det foregående, har en størrelse på mellom 0,2-0,4.
8. System ifølge ett av kravene 1-7,karakterisert vedat parameteren v, slik den er definert i det foregående, har en størrelse på mellom 0,5-1,1.
9. System ifølge krav 8,karakterisert vedat v har en størrelse på mellom 0,7-1,1 dersom parameteren p, slik den er definert i det foregående, har en størrelse på mellom 0,0-0,2.
10. System ifølge krav 8,karakterisert vedat v har en størrelse på mellom 0,5-0,8 dersom parameteren fi, slik den er definert i det foregående, har en størrelse på mellom 0,2-0,4.
11. System ifølge ett av kravene 1-10,karakterisert vedat drivsystemet omfatter en elektronisk styreanordning som styrer borestrengens rotasjon, og at rotasjonsresonansfrekvensen til det andre delsystem styres av den elektroniske styreanordning.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP97201096A EP0870899A1 (en) | 1997-04-11 | 1997-04-11 | Drilling assembly with reduced stick-slip tendency |
PCT/EP1998/002216 WO1998046856A1 (en) | 1997-04-11 | 1998-04-09 | Drilling assembly with reduced stick-slip tendency |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO994910D0 NO994910D0 (no) | 1999-10-08 |
NO994910L NO994910L (no) | 1999-12-07 |
NO316891B1 true NO316891B1 (no) | 2004-06-14 |
Family
ID=8228202
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19994910A NO316891B1 (no) | 1997-04-11 | 1999-10-08 | Boresystem med redusert fasthengings-/glidningstendens |
Country Status (14)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6166654A (no) |
EP (1) | EP0870899A1 (no) |
CN (1) | CN1097137C (no) |
AR (1) | AR012366A1 (no) |
AU (1) | AU725974B2 (no) |
BR (1) | BR9808671A (no) |
CA (1) | CA2281847C (no) |
EG (1) | EG20939A (no) |
GB (1) | GB2339225B (no) |
ID (1) | ID22772A (no) |
NO (1) | NO316891B1 (no) |
OA (1) | OA11201A (no) |
RU (1) | RU2197613C2 (no) |
WO (1) | WO1998046856A1 (no) |
Families Citing this family (24)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2415717A (en) * | 2004-06-30 | 2006-01-04 | Schlumberger Holdings | Drill string torsional vibrational damper |
CA2735967C (en) * | 2007-09-04 | 2017-01-03 | George Swietlik | A downhole device |
WO2009030925A2 (en) * | 2007-09-04 | 2009-03-12 | Stephen John Mcloughlin | A downhole assembly |
GB2459514B (en) * | 2008-04-26 | 2011-03-30 | Schlumberger Holdings | Torsional resonance prevention |
PL2364397T3 (pl) | 2008-12-02 | 2013-06-28 | Nat Oilwell Varco Lp | Sposób i urządzenie do zmniejszenia zjawiska drgań ciernych |
EP2843186B1 (en) † | 2008-12-02 | 2019-09-04 | National Oilwell Varco, L.P. | Method and apparatus for reducing stick-slip |
BR112012006391B1 (pt) | 2009-09-21 | 2019-05-28 | National Oilwell Varco, L.P. | Métodos para perfurar um furo de sondagem em uma formação terrestre e para manter condições de estado não estacionário em um furo de sondagem, e, mídia de armazenamento legível por computador |
US9366131B2 (en) * | 2009-12-22 | 2016-06-14 | Precision Energy Services, Inc. | Analyzing toolface velocity to detect detrimental vibration during drilling |
PL2592224T3 (pl) | 2010-04-12 | 2019-05-31 | Shell Int Research | Sposoby i systemy wiercenia |
EP2766568B1 (en) | 2011-10-14 | 2018-08-29 | Precision Energy Services, Inc. | Analysis of drillstring dynamics using a angular rate sensor |
NL2007656C2 (en) * | 2011-10-25 | 2013-05-01 | Cofely Experts B V | A method of and a device and an electronic controller for mitigating stick-slip oscillations in borehole equipment. |
NO333959B1 (no) * | 2012-01-24 | 2013-10-28 | Nat Oilwell Varco Norway As | Fremgangsmåte og system for å redusere borestrengoscillasjon |
WO2014147575A1 (en) | 2013-03-20 | 2014-09-25 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling system control |
US9567844B2 (en) | 2013-10-10 | 2017-02-14 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Analysis of drillstring dynamics using angular and linear motion data from multiple accelerometer pairs |
EP3258056B1 (en) * | 2016-06-13 | 2019-07-24 | VAREL EUROPE (Société par Actions Simplifiée) | Passively induced forced vibration rock drilling system |
CA3024786C (en) | 2016-07-29 | 2022-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for mitigating vibrations in a drilling system |
EP3279426A1 (en) | 2016-08-05 | 2018-02-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and system for inhibiting torsional oscillations in a drilling assembly |
WO2019050824A1 (en) | 2017-09-05 | 2019-03-14 | Schlumberger Technology Corporation | ROTATION CONTROL OF DRILL ROD TRAIN |
US10782197B2 (en) | 2017-12-19 | 2020-09-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method for measuring surface torque oscillation performance index |
US10760417B2 (en) | 2018-01-30 | 2020-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for surface management of drill-string rotation for whirl reduction |
US11624666B2 (en) | 2018-06-01 | 2023-04-11 | Schlumberger Technology Corporation | Estimating downhole RPM oscillations |
US11187714B2 (en) | 2019-07-09 | 2021-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Processing downhole rotational data |
US11916507B2 (en) | 2020-03-03 | 2024-02-27 | Schlumberger Technology Corporation | Motor angular position control |
US11933156B2 (en) | 2020-04-28 | 2024-03-19 | Schlumberger Technology Corporation | Controller augmenting existing control system |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3703096A (en) * | 1970-12-28 | 1972-11-21 | Chevron Res | Method of determining downhole occurrences in well drilling using rotary torque oscillation measurements |
GB9003759D0 (en) * | 1990-02-20 | 1990-04-18 | Shell Int Research | Method and system for controlling vibrations in borehole equipment |
FR2666374B1 (fr) * | 1990-09-04 | 1996-01-26 | Elf Aquitaine | Procede de determination de la vitesse de rotation d'un outil de forage. |
GB9219769D0 (en) * | 1992-09-18 | 1992-10-28 | Geco As | Method of determining travel time in drillstring |
US5448911A (en) * | 1993-02-18 | 1995-09-12 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for detecting impending sticking of a drillstring |
US5358059A (en) * | 1993-09-27 | 1994-10-25 | Ho Hwa Shan | Apparatus and method for the dynamic measurement of a drill string employed in drilling |
FR2713700B1 (fr) * | 1993-12-08 | 1996-03-15 | Inst Francais Du Petrole | Méthode et système de contrôle de la stabilité de la vitesse de rotation d'un outil de forage. |
US5864058A (en) * | 1994-09-23 | 1999-01-26 | Baroid Technology, Inc. | Detecting and reducing bit whirl |
US5842149A (en) * | 1996-10-22 | 1998-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop drilling system |
FR2732403B1 (fr) * | 1995-03-31 | 1997-05-09 | Inst Francais Du Petrole | Methode et systeme de prediction de l'apparition d'un dysfonctionnement en cours de forage |
US5560439A (en) * | 1995-04-17 | 1996-10-01 | Delwiche; Robert A. | Method and apparatus for reducing the vibration and whirling of drill bits and the bottom hole assembly in drilling used to drill oil and gas wells |
US5704436A (en) * | 1996-03-25 | 1998-01-06 | Dresser Industries, Inc. | Method of regulating drilling conditions applied to a well bit |
FR2750160B1 (fr) * | 1996-06-24 | 1998-08-07 | Inst Francais Du Petrole | Methode et systeme d'estimation en temps reel d'au moins un parametre lie au deplacement d'un outil de forage |
-
1997
- 1997-04-11 EP EP97201096A patent/EP0870899A1/en not_active Withdrawn
-
1998
- 1998-04-08 AR ARP980101609A patent/AR012366A1/es active IP Right Grant
- 1998-04-09 ID IDW991171A patent/ID22772A/id unknown
- 1998-04-09 AU AU75261/98A patent/AU725974B2/en not_active Expired
- 1998-04-09 GB GB9922230A patent/GB2339225B/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-04-09 RU RU99124193/03A patent/RU2197613C2/ru not_active IP Right Cessation
- 1998-04-09 BR BR9808671-5A patent/BR9808671A/pt not_active IP Right Cessation
- 1998-04-09 WO PCT/EP1998/002216 patent/WO1998046856A1/en active IP Right Grant
- 1998-04-09 CN CN98803193A patent/CN1097137C/zh not_active Expired - Lifetime
- 1998-04-09 CA CA002281847A patent/CA2281847C/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-04-11 EG EG39798A patent/EG20939A/xx active
- 1998-04-16 US US09/061,773 patent/US6166654A/en not_active Expired - Lifetime
-
1999
- 1999-10-08 NO NO19994910A patent/NO316891B1/no unknown
- 1999-10-08 OA OA9900222A patent/OA11201A/en unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU7526198A (en) | 1998-11-11 |
WO1998046856A1 (en) | 1998-10-22 |
GB9922230D0 (en) | 1999-11-17 |
BR9808671A (pt) | 2000-07-11 |
AR012366A1 (es) | 2000-10-18 |
EP0870899A1 (en) | 1998-10-14 |
NO994910D0 (no) | 1999-10-08 |
CN1249797A (zh) | 2000-04-05 |
GB2339225A (en) | 2000-01-19 |
CA2281847C (en) | 2006-12-12 |
US6166654A (en) | 2000-12-26 |
CA2281847A1 (en) | 1998-10-22 |
CN1097137C (zh) | 2002-12-25 |
GB2339225B (en) | 2001-05-30 |
OA11201A (en) | 2003-05-16 |
NO994910L (no) | 1999-12-07 |
EG20939A (en) | 2000-06-28 |
AU725974B2 (en) | 2000-10-26 |
RU2197613C2 (ru) | 2003-01-27 |
ID22772A (id) | 1999-12-09 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO316891B1 (no) | Boresystem med redusert fasthengings-/glidningstendens | |
US10533407B2 (en) | Methods and apparatus for reducing stick-slip | |
NO321320B1 (no) | Fremgangsmate og anordning for a bestemme en borestrengs rotasjonsstivhet under boring | |
US10415364B2 (en) | Method and apparatus for reducing stick-slip | |
Halsey et al. | Torque feedback used to cure slip-stick motion | |
Navarro-López et al. | Practical approach to modelling and controlling stick-slip oscillations in oilwell drillstrings | |
AU2011101765A4 (en) | Controlling vibrations in a drilling system | |
NO178590B (no) | Fremgangsmåte og system for kontroll av vibrasjoner i borehullutrustning | |
US20170167205A1 (en) | Drill string axial vibration attenuator | |
Saadat et al. | A comprehensive study on vibration control and evaluation of drill string during drilling operation | |
Chirikutsi | Mitigating borehole drill string torsional vibration and shock | |
Tucker et al. | A simple cosserat model for the dynamics of drill-strings | |
Kirkman | [4] P4 Use of Surface Measurement of Drillstring Vibrations to Improve Drilling Performance |