NO333726B1 - Iterativ boresimuleringsmetode og system for iterativ boresimulering for a velge boreriggsystem-karakteristikker til bruk ved boring i en undergrunnsformasjon - Google Patents

Iterativ boresimuleringsmetode og system for iterativ boresimulering for a velge boreriggsystem-karakteristikker til bruk ved boring i en undergrunnsformasjon Download PDF

Info

Publication number
NO333726B1
NO333726B1 NO20021513A NO20021513A NO333726B1 NO 333726 B1 NO333726 B1 NO 333726B1 NO 20021513 A NO20021513 A NO 20021513A NO 20021513 A NO20021513 A NO 20021513A NO 333726 B1 NO333726 B1 NO 333726B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
drilling
simulation
drill
rig
iterative
Prior art date
Application number
NO20021513A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20021513D0 (no
NO20021513L (no
Inventor
William W King
Original Assignee
Halliburton Energy Serv Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=25230283&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=NO333726(B1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Halliburton Energy Serv Inc filed Critical Halliburton Energy Serv Inc
Publication of NO20021513D0 publication Critical patent/NO20021513D0/no
Publication of NO20021513L publication Critical patent/NO20021513L/no
Publication of NO333726B1 publication Critical patent/NO333726B1/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00Special methods or apparatus for drilling
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B12/00Accessories for drilling tools
    • E21B12/02Wear indicators
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B44/00Automatic 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
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B44/00Automatic 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
    • E21B44/005Below-ground automatic control systems
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/003Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by analysing drilling variables or conditions
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B2200/00Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/22Fuzzy logic, artificial intelligence, neural networks or the like
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02EREDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E30/00Energy generation of nuclear origin
    • Y02E30/10Nuclear fusion reactors

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

En iterativ boresimuleringsmetode og system for å ta forbedrede økonomiavgjørelser, omfatter å oppnå karakteristikker av en steinkolonne (24) i en formasjon som skal bores, spesifisering av karakteristikker for minst ett boreriggsystem, og iterativ simulering av boringen av brønnhullet i formasjonen. Fremgangsmåten og systemet produserer videre en økonomisk evaluerings-faktor for hver gjentakelse av boresimuleringen. Hver gjentakelse av boresimuleringen er en funksjon av steinkolonnen (24) og karakteristikkene for det nevnte minst ett boreriggsystem i henhold til en foreskreven boresimuleringsmodell.

Description

Foreliggende beskrivelse angår metode og system for iterativ boresimulering, ifølge kravinnledningene.
Tidligere bore-forutsigelsesmetoder er omfattet bruk av geologi og boremekanikk for å velge en passende borkrone for bruk av boring av et borehull i en spesiell formasjon. For eksempel, med hensyn til borkronevalg, er en steinstyrkekolonne som karakteriserer den spesielle geologi. Steinstyrkekolonnen er beregnet fra brønnlogget. Så blir en eller flere borkroner "matchet" til steinstyrken.
I en annen fremgangsmåte, kalt OASIS, tilgjengelig fra Baker Hughes, Houston, TX, virker en boreoptimaliseringsservice på en liknende måte som oljeselskapene har gjort selv for å bestemme en boreoptimalisering, men på en utleid basis.
I enda en annen metode, kalt et DROPS boresimulator tilgjengelig fra Dropsteknologi AS i Norge, omfatter DROPS boresimulatorer boreoptimaliserings-tjenesten revers teknisk behandling av en steinstyrkekolonne fra en "geolograf. Geolografen omfatter en minutt-for-minutt registrering av boreraten fra en tidligere boret brønn. DROPS boresimulatoren ser så på et borkronevalg som passer den beregnede steinstyrkekolonne.
For ytterligere litteratur innen fagområdet vises det til US 6 109 368 og US 4 845 628.
En iterativ boresimuleringsmetode for forbedrede økonomiske avgjørelser omfatter å oppnå karakteristikker av en steinkolonne i en formasjon som skal bores, spesifisering av karakteristikken av minst ett boreriggsystem, og iterativ simulering av boringen av et brønnhull i formasjonen. Fremgangsmåten produserer videre en økonomisk evalueringsfaktor for hver gjentagelse av boresimuleringen. Hver gjentagelse av boresimuleringen er en funksjon av steinkolonnen og karakteristikken av minst ett boreriggsystem i henhold til en foreskreven boresimuleringsmodell.
I tillegg, blir en anbefalingspakke basert på en gitt gjentagelse av den simulerte boring av et brønnhull produsert. Anbefalingspakken gjør det mulig å ta bedre avgjørelser når det gjelder en aktuell boring på et felt som inneholder formasjoner analoge med steinkolonnen. Et iterativt boresimuleringssystem og dataprogram er også beskrevet.
Oppfinnelsen skal i det følgende beskrives nærmere under henvisning til tegningene, hvor figur 1 viser en blokkdiagramoversikt av den iterative virtuelle boresimuleringsservice ifølge en utførelse, figur 2 viser en blokkdiagramrepresentasjon av det iterative boresimuleringssystem ifølge en utførelse, figur 3 viser et blokkdiagramriss av en iterativ virtuell boresimulering ifølge en utførelse av den foreliggende beskrivelse, figur 4 viser et eksempelutgangsriss av en prøve på en iterativ virtuell boresimulering for en første geologi, figur 5 viser et eksempelutgangsriss av en prøve iterativ virtuell boresimulering for en annen geologi, figur 6 viser et flytdiagramriss av en iterativ virtuell boresimuleringsmetode ifølge en utførelse, figur 7 viser et blokkdiagramriss av en iterativ boresimulator ifølge en annen utførelse, og figur 8 viser et flytdiagramriss av en iterativ virtuell boresimuleringsmetode ifølge en annen utførelse.
De foreliggende utførelser frembringer forskjellige boresimuleringsmodeller som er i stand til mer nøyaktig å definere borekostnadene som en funksjon av forutsagt boreinnsats, enn tidligere kjent. De foreliggende utførelser frembringer videre simulering og anbefalingsinformasjon egnet for å gjøre det mulig å ta bedre økonomiske avgjørelser av riggkontraktorer, oljefeltoperasjonsselskaper og andre, som kan passe.
Ifølge en utførelse av den foreliggende beskrivelse, er forskjellige kombinasjoner av boreriggsystemer med forskjellige energiinstansmuligheter, borkroner, fluidsegenskaper, iterativt simulert for å produsere tilsvarende virtuelle boresenarier. De virtuelle boresenarier er egnet for bruk til-å ta økonomiske avgjørelser. Den iterative simulator ifølge de foreliggende beskrivelser frembringer anbefalinger, omfattende detaljert informasjon, tilstrekkelig til å hjelpe en borekontraktor til å ta en beste avgjørelse, med hensyn til tilgjengelig utstyr, begrensninger og økonomi, som er videre diskutert.
Den iterative boresimulatormetode og system ifølge den foreliggende beskrivelse, benytter boremekanikkprogramvare, som en funksjon av foreskrevne boremekanikkmodeller, for å "bore" med forskjellige datamaskin-kroner, og sammenlikne deres respektive forutsagte ytelser under boringen av et brønnhull i en gitt formasjon.
De foreliggende utførelser omfatter videre en fremgangsmåte for iterativ simulering av boringen av et brønnhull ved bruk av vekslende borerigg og utstyrsvalg. Ifølge en utførelse, er simuleringen ønsket og utført ved frontenden av en boreoperatørs økonomiske avgjørelsesprosess. Etter en iterativ boresimulering, blir anbefalingen generert som en funksjon av de iterative boresimuleringer for en spesiell geologiformasjon og økonomiske evalueringsfaktorer.
De foreliggende utførelser omfatter videre en programvarestyrt forretningsprosess for stor økning av nøyaktigheten, og reduserer ved risikovindu av høy verdi for avgjørelser i olje- og gassindustrien. I den nåværende teknikk, er bare de røffeste av beregninger gjort når det gjelder endelige borekostnader for et gitt prospekt, hvor slike estimater blir gjort uten programvare og iterativ boresimulering som beskrevet her.
Ifølge en utførelse av den foreliggende beskrivelse, omfatter simulatoren et system for å forutsi ytelse av et boresystem, så som det som er beskrevet i US 6 109 368, tatt inn her ved referanse. Systemet for å forutsi ytelse av et boresystem, koplet med finansielle modeller og iterativ boresimuleringer som diskutert her, produserer innhold for inkludering i en anbefalingsutgang som en funksjon av de økonomiske evalueringsfaktorer. Følgelig, vil simulatorutgangen gjøre det mulig å ta meget mer nøyaktige og sofistikerte avgjørelser, enn tidligere kjent.
De foreliggende utførelser omfatter videre en forretningsprosess i hvilke beregnede steinkolonner utvikles fra brønnlogger, eller fra seismiske data, blir "boret" med en programvaresimulator på en iterativ måte. Boring av de beregnede steinkolonner blir utført med varierende inngangsparametere, der iblant forskjellige borerigg-utstyrskarakteristikker, for å generere beregninger av sammenliknbar økonomi. Den foreliggende utførelse frembringer et nyttig verktøy for hjelpe til å ta en eller flere av de følgende typer viktige avgjørelser: Sammenliknbar riggvalg, riggmodifisering og oppgradering devalueringer, leieutstyr sammenlikninger, brønnhull økonomi, kontraktorpriser og utstyrkvalifiseringsstudier, økonomisk virkning på borefluidsvalg, beregninger av tid til første økonomiske hydrokarbonproduksjon, beregninger av boreøkonomi inne i feltet, og leiet og produserende eiendomsverdi og borekostnadevalueringer.
Utstyrt med en eller flere av utførelsene av de foreliggende beskrivelser, kan et konsulentfirma frembringe tjenester i henhold til de foreliggende utførelser, for å hjelpe med de viktige avgjørelser som skal tas av en boreoperatør eller borekontraktor, som videre diskutert nedenfor.
Det henvises hå til figur 1, hvor en blokkdiagramoversikt av den iterative virtuelle boresimuleringsmetode for forbedrede økonomisk avgjørelser i henhold til en utførelse, er illustrert. Den iterative boresimuleringsmetode omfatter en virtuell boresimuleringsservice 10 som mottar et ønske for service fra et operasjonsselskap 12.1 dette eksempelet, frembringer operatørselskapet geologidata og utstyrsdata 14, som det passer, i forbindelse med foreslått boring av et brønnhull i en gitt formasjon. For eksempel, operatørselskapet 12 frembringer geologidata 16 fra brønnloggdata 18 oppnådd fra en tidligere brønn(er). Følgelig, omfatter den iterative boresimuleringsmetode å oppnå karakteristikker av en steinkolonne i en formasjon som skal bores, og karakteristikker av minst ett boreriggsystem. Operatørselskapet spesifiserer også karakteristikkene for minst ett boreriggssystem for vurdering.
Fremgangsmåten omfatter videre iterativ simulering av boring av et brønnhull i formasjonen og produsering av en økonomisk evalueringsfaktor for hver gjentagelse av boresimuleringen, generelt indikert ved henvisningstallet 20. Hver gjentagelse av boresimulering 22a, 22b er en funksjon av steinkolonnen 24 og karakteristikken av minst ett boreriggsystem 26a, 26b i henhold til en foreskreven boresimuleringsmodell. Ytterligere gjentagelser boresimuleringene er illustrert ved " ", som indikert ved henvisningstall 22c. I en utførelse, omfatter boresimuleringsmodellen en eller flere av en mekanisk effektivitetsdel, borkroneslitasjemodell, hull- rengjøringseffektivitetsmodell, gjennomtregningsratemodell, og bore- økonomidel, som diskutert videre nedenfor.
Som vist på figur 1, er det første boreriggsystem 26akarakterisert vedegenskapene boreriggen 28a, egenskapene ved borefluidet 30a og egenskapene ved borkronen 32a. Likeledes er det andre boreriggsystem 26bkarakterisert vedegenskapene av boreriggen 28b, egenskapene ved borefluidet 30b, og egenskapene ved borkronen 32b. Ytterligere boreriggsystemer kan vurderes, men bare to er imidlertid vist for å forenkle illustrasjonen.
Den iterative boresimuleringsmetode omfatter videre å produsere en boreøkonomi utgang 34 for hver av de iterative boresimuleringer, hvor boreøkonomi-utgangene tilsvarer en eller flere økonomievalueringsfaktorer. Ifølge en utførelse, omfatter økonomievalueringsfaktoren et minimum antall timer på bunnen for å bore et ønsket brønnhull. Økonomievalueringsfaktoren kan også omfatte en minimums-kostnadsmengde for å bore brønnhullet, hvor minimumskostnadsmengden er en funksjon både av minimum antall timer på bunnen for å bore brønnen og kostnaden pr. dag for et respektivt boreriggsystem.
Skjønt økonomievalueringsfaktoren er diskutert her som omfatter et minimums antall timer på bunnen og en minimum kostnadsmengde for boring av brønnhull, er andre økonomievalueringsfaktorer mulig. Det er kjent at andre faktorer påvirker økonomien. For eksempel, slike andre faktorer omfatter tripptid, vanskelighetstid, og værrelatert stopptid.
I følge en annen utførelse, kan tripptid, vanskelighetstid og værrelatert stopptid være inkludert som økonomievalueringsfaktorer, som bestemt i henhold til de grunnleggende tommelfingerregler i felten. For eksempel, tripptid for gamle rigger kan være 1 000 fot av rør pr. time, mens tripptid for en nyere rigg kan være 1 200 fot rør pr. time. Ved bruk av grunnleggende tommelfingerregler, kan passende beregninger legges til en total boretid for den iterative simulerte boring av et brønnhull, som en funksjon av en eller flere av tripptid, vanskelighetstid eller værrelatert stopptid. Prosenter av boretid, tripptid, vanskelighetstid eller værrelatert stopptid kan inkluderes i en simulering. For eksempel, den totale bore- og tripptid kan utgjøre opptil 80 %, og vanskelighetstid kan utgjøre 20 % av totaltiden som er nødvendig for å bore brønnhullet i den gitte formasjon.
Den iterative boresimulatormetode og system kan nøyaktig reflektere hva som foregår på riggen under boring av et brønnhull, deriblant for eksempel et antall tripper som forventes å bli gjort for å erstatte en borkrone, en feilet motor osv. Følgelig, vil den endelige borekostnaden ikke bare gjelde tid på bunnen, men også ta i betraktning riggens stopptid (problemtid) basert på en prosent over den tid som er nødvendig for å bore brønnhullet. For eksempel, under en iterativ boresimulering, kan et antall borkroner bli vurdert. En gjentakelse kan kreve to raske kroner og tripptid for å erstatte den første krone med den andre kronen. En annen gjentakelse kan kreve bare én enkelt langsom krone som er i stand til å bore hele veien til bunnen av brønnhullet.
Ifølge en utførelse produserer den iterative boresimulatormetode og system en økonomievaluering av de iterative simuleringer som omfatter vurdering av en eller flere av kostnadene en tripp, trøbbeltid, logistikktid og værrelatert stopptid, som en den av den totale økonomievaluering. For eksempel kan en passende multiplikasjonsfaktor som tilhører en gitt boreoperatør brukes for å justere en simulert boreitereringsboretid for et gitt brønnhull. For en boreoperatør, kan multiplikasjonsfaktoren være 17 %. For en annen, kan den tilhørende multiplikasjonsfaktor være 22 %.
Med utførelsene av den foreliggende beskrivelse, kan multiplikasjonsfaktorer som tar i betraktning en operatørs egen trøbbeltid erfaring bli faktorert inn i en økonomievaluering av en iterativ boresimulering. Slike prosenttall kan være basert på en respektiv operatørs erfaringer. For eksempel, kan en offshore borerigg gjennomgå en viss prosent av værrelatert stopptid, så som under en orkansesong, når alle medlemmer av mannskapet må forlate riggen av sikkerhetsgrunner. Hvis offshoreriggen er planlagt for boring over en treårsperiode, vil en del av tiden sannsynligvis omfatte værrelatert stopptid så vel som andre faktorer som bemerket her. Følgelig, mens den iterative simuleringsmetode og system ifølge den foreliggende beskrivelse gir en økonomievalueringsutgang som er vitenskapelig forbundet med geologien av formasjonen under boringen av et brønnhull, kan økonomievalueringsutgangen videre justeres til å ta i betraktning en eller flere av trøbbeltid, logistikktid eller værrelatert stopptid.
Det henvises fortsatt til figur 1. Utstyrt med boreøkonomiutgang 34, vil den virtuelle simuleringstjeneste (ved 10a) gjennomgå og analysere denne for å produsere en anbefalingspakkeutgang, generelt indikert ved henvisningstall 36, og som videre diskutert her. Gjennomgangen og analysen kan være utført automatisk via en datamaskinkontroll, manuelt, eller i kombinasjon av begge, i henhold til foreskrevne evalueringsregler. Evalueringsreglene kan omfatte økonomiregler og/eller andre regler som er relevante til et spesiell boresenarie.
Operatørselskapet (ved 12a) mottar anbefalingspakken 36, og som respons på denne, gir en forbedret avgjørelse på riggens utstyr og operasjoner, som generelt indikert ved henvisningstall 38. Følgelig, letter fremgangsmåten ifølge den foreliggende beskrivelse forbedrede økonomiavgjørelser når det gjelder boring av et brønnhull i en gitt formasjon, videre som en funksjon av boresystemkarateristikker og økonomievalueringsfaktorer for den spesielle geologi av formasjonen.
Figur 2 er en blokkdiagrampresentasjon av det iterative boresimuleringssystem ifølge en utførelse. Som illustrert omfatter det iterative boresimuleringssystem 50 en boresimulatorprosessor 52, som reagerer på innganger 54a, 54b, 54c for å produsere en iterativ boresimuleringsutgang 56, som videre diskutert her. Det iterative boresimuleringssystem 50 erkarakterisert vedgeologimodeller 58, boremekanikkmodeller 60 og boreøkonomimodeller 62.
Geologimodellene 58 gir steinkolonnene karakteristisk inngang 54a til boresimulatorprosessoren 52. Karakteristikkene av steinkolonnen omfatter minst én eller flere av litologi, steinstyrke, skiferplastisitet, loggedata og porøsitet. Med hensyn til karakteristikkene på litologi, steinstyrke og skiferplastisitet, kan en eller flere av de respektive karakteristikker utledes fra loggedata og en respektiv litologimodell, steinstyrkemodell og skiferplastisitetsmodell. Loggedata 64 kan omfatte en eller flere brønnlogger, slamlogger, kjernedata og borkroneregistre. I en foretrukket utførelse omfatter geologimodellene de som er beskrevet i samtidig US-patentsøknad 09/649 459 med tittelen "Method and System for Predicting the Performance of a Drilling System for a Given Formation", inngitt 8. august 2000, som er delvis en fortsettelse av søknad 09/192 389, inngitt 13. november 1998, nå US 6 109 368, tatt inn her ved referanse.
Boremekanikkmodellene 60 frembringer boreriggsystemkarakteristisk inngang 54b til boresimulatorprosessoren 52. Det er bemerket at boreriggsystemkarakteristikkene kan omfatte karakteristikker av mer enn ett boreriggsystem, hvor karakteristikkene for et enkelt boreriggsystem blir benyttet i forbindelse med en respektiv gjentakelse av boresimulering, i en foretrukket utførelse, hvor boremekanikkfordelene omfatter de som er beskrevet i samtidig US-patentsøknad 09/639 495, med tittelen: "Method and System for Predicting the Performance of a Drilling SYstem for a Given Formation" inngitt 8. august 2000, som er delvis en fortsettelse av søknad serienummer 09/192 389, inngitt 13. november 1998, nå US 6 109 368.
Karakteristikkene for boreriggsystemer kan omfatte en eller flere av de følgende: rigginnganger 66, borestreng- og bunnhullenhetinnganger 68, borkroneinnganger 70 og hydrauliske egenskaper 72. Rigginngangene 66 omfatter en eller flere av de følgende : operasjonsbegrensninger, riggkostnader, maksimum vekt på kronen, toppdrivmoment, bore- og drivmoment, toppdriv minimum rpm (rotasjon pr. minutt), boredriv minimum rpm, toppdrivmaksimum rpm, boredriv maksimum rpm, maksimum gpm (gallon pr. minutt) for pumper, og standrør maksimum psi (pund pr. kvadrat tomme).
Borestreng- og bunnhullenheten (BHA) karakteristikker 68 omfatter en eller flere av de følgende: Motor-rpm, turbin-rpm, motordreiemoment, turbindreiemoment, roterende styrbart system, PSI-tap gjennom BFIA, PSI-strengtap, strengdreiemoment, strengdrag og borestrengøkonomi. Borkroneinngangene 70 omfatter, for eksempel borkronetype, borkronediameter, skjærestruktur 3D (tredimensjonal) modell, borkrone arbeidsrating, borkroneslitasjerating, borkroneskrotsporareal, borkrone TF A (total flytareal), og borkronetrykkfall.
Med hensyn til hydrauliske egenskaper 72 omfatter de hydrauliske egenskaper en eller flere av de følgende: olje, syntetisk, vann, vekt ppg (pund pr. gallon), ettergivningspunkt, plastisk viskositet, ringviskositet, vanntap, tapt sirkulasjon ECD (ekvivalent sirkuleringsdensitet), dybde inn, dybde ut, maksimum ROP (gjennomtreningsrate), og fluid kostnader.
Det iterative boresimuleringssystem omfatter videre en eller flere boreøkonomi-modeller 62. Økonomidata som er spesielle for en gitt virtuell boresenario er ført inn ved 74. Følsomme for økonomiinngangsdataene frembringer boreøkonomimodellen 64 inngang for boresimulatorprosessoren 52 ved 54c, for bruk under en iterativ boresimulering, i henhold til de spesielle behov for en gitt iterativ boresimuleringsanvendelse, som passende.
Figur 3 er et blokkdiagramriss av en iterativ virtuell boresimulering ifølge en utførelse av den foreliggende beskrivelse. Den iterative boresimulering 80 omfatter virtuelle boresimuleringer som respons på et ønske for tjeneste, for eksempel fra et operatørselskap. Den iterative boresimulering omfatter både boremekanikk 82 og geologi 84. Boresimuleringen omfatter boremekanikkanalyse utført for et første boresystem 86, og et annet riggsystem i forbindelse med en steinkolonne 90 av geologi 84. I dette eksempel, kan geologidataene være funnet fra en brønnloggdata av en tidligere boret brønn(er) for å bestemme steinkolonnen 90. Følgelig karakteriserer steinkolonnen 90 formasjonen som skal bores.
Som vist på figur 3, utstyrsdata for rigg av boresimulering 86 omfatter Rigg A energiinnganger 92, borefluidegenskaper 94 og borkroneinnganger 96. Energiinngangene 92 omfatter vekt, rotasjonshastighet og hydrauliske hestekrefter. På liknende måte, utstyrsdata for Rigg B boresimulering 98 omfatter Rigg B energiinnganger 98, borefluidsegenskaper 100 og borkroneinnganger 102.
Simuleringen på figur 3 omfatter iterative simuleringer av boringen av brønnhull i formasjonenkarakterisert vedsteinkolonnen 90 med Riggene A og B. Simuleringen produserte boresimuleringsøkonomi 104 som omfatter minst én økonomievalueringsfaktor for hver respektiv gjentakelse av boresimuleringen. I et eksempel, kan økonomievalueringsfaktorene omfatte et minimum antall timer på bunnen for å bore et ønsket borehull. Økonomievalueringsfaktoren kan også omfatte en minimums kostnadsmengde for å bore brønnhullet, hvor minimumskostnaden er en funksjon av både minimum antall timer på bunnen for å bore et brønnhull, og en kostnad pr. dag for et respektivt boreriggsystem. Følgelig, økonomiske resultater, som generelt indikert ved henvisningstall henholdsvis 106 og 108, tilsvarer en eller flere evalueringsfaktorer og en respektiv iterativ boresimulering. Hver gjentakelse av boresimuleringen 86, 88 er en funksjon av steinkolonnen 90 og karakteristikkene av en respektiv 1 av boreriggsystemet ifølge en boresimuleringsmodell. Boresimuleringsmodellen omfatter en eller flere av en mekanisk effektivitetsmodell, krone- slitasjemodell, hullrengjøringseffektivitetsmodell, gjennomtreningsratemodell og boreøkonomimodell som diskutert videre her.
Boremekanikkanalyse
For å hjelpe med bedre forståelse av den foreliggende utførelse, angår den følgende diskusjon eksempler på databehov for en boremekanikkanalyse i forbindelse med den iterative boresimuleringsmetode og system ifølge den foreliggende beskrivelse.
For hvert intervall av et borehull som blir analysert, benytter boremekanikkanalysen informasjon som kan omfatte en eller flere av de følgende: litologi, steinstyrke, skiferplastisitet, boremekanikkoptimalisering og illustrasjoner av en eller flere borkroner for bruk i boring av brunnhullet. Intervaller er spesifisert ved en startdybde og en sluttdybde.
For et analyseønske, er brønnlogger frembrakt fra operasjonsselskapet eller annen passende kilde. Brønnlogger kan omfatte en eller flere av de følgende: gammastråle, sonisk, nøytron, densitet, fotoelektrisk, NMR (nukleær magnetisk resonans), spektral gammastråle og kaliber. Ytterligere data frembrakt ved operasjonsselskapet eller annen passende kilde, kan omfatte boreslamlogging, borkroneopptegnelser eller annen relevant informasjon.
For en gitt boremekanikkanalyse, er borkronedata for en påtenkt brønn vurdert. Borkronedataene omfatter informasjon for hver borkrone som kjøres. Følgelig, kan borkronedata omfatte en eller flere av de følgende: borkrone størrelse, borkrone type, foreslått dybde inn, foreslått dybde ut, ROP og kostnad. I et eksempel, henviser kostnadene til en kostnad pr. fot analyse basert på en riggkostnad pr. time. Boremekanikkanalysen omfatter videre, for en gitt kronekjøring, spesifikasjon av en eller flere av følgende for en respektiv krone: en arbeidsrating (uttrykt i enheter av tonn, miles), en skarp krone/skråning, en slett krone/skråning, en friksjonsskråning og et kronekontaktareal (begynnelse og slutt).
Boremekanikkanalysen omfatter videre operasjonsbegrensinger for en gitt kronekjøring. Operasjonsbegrensningene omfatter en eller flere av de følgende: maksimumsdreiemoment (uttrykt i enheter av ft/lbs) for toppdriv, roterende bord, borerør, motor eller turbin, minimum rpm (rotasjoner pr. minutt) for toppdriv, roterende bord, motor eller turbin, maksimum rpm for toppdriv, roterende bord, motor eller turbin, maksimum WOB (vekt på kronen, uttrykt i enheter på klbs), og maksimum ROP (gjennomtrengningsrate, uttrykt i ft/h).
Ytterligere data for hver borkronekj øring kan omfatte borestreng momenttap og/eller borestrengdata. Borestrengdata omfatter en eller flere av de følgende: borerør (OD x Wt), HWDP (OD x lengde), borekraver (OD x lengde) og motor (OD x type).
Borestrengmekanikkanalysene kan også omfatte bruken av målte operasjonsparametere for en avviksbrønn, sammen med et ønske for iterativ boresimulerings-tjenster. De målte operasjonsparametre av awiksbrønnen kan frembringes ved et operasjonsselskap eller annen passende kilde. Awiksboredata omfatter ROP, WOB og rpm-total. Awiksboringsdata kan opsjonalt omfatte en eller flere av dreiemoment, motor rpm, overflate rpm. For awiksboredata, er operasjonsparametrene spesifisert for startdybde og sluttdybde for hver respektive seksjon av et brønnhull.
Simulatoren ifølge den foreliggende beskrivelse utfører en boremekanikkanalyse som omfatter en analyse av steinmekanikk for en gitt formasjon. Analysen av steinmekanikk frembringer informasjon angående en eller flere av litologi, porøsitet, innesluttet steinstyrke, ikke innesluttet steinstyrke og skiferplastisitet. Simulatoren utfører steinmekanikkanalysen basert på en eller flere av de følgende: brønnlogger, slamlogger, borkroneopptegnelser og anbefalte borkroner.
Brønnlogger. Som et minimum, er en gammastrålelogg og minst én tilleggslogg nødvendig. Tilleggsloggen omfatter minst én eller flere av de følgende logger: kjerne-magnetisk resonans (NMR), fotelektrisk (PE) med nøytrondensitet, nøytrondensitet og sonisk. Gammasstrålen er typisk kjørt i kombinasjon med de loggsett som er listet ovenfor. I tillegg, kan en mer nøyaktig litologianalyse oppnås når flere av de ovenstående logger er anordnet for å utføre analysen.
Ytterligere opsjonal informasjon kunne være nyttig for litologianalysen, hvis tilgjengelig. Den ytterligere opsjonale informasjon omfatter en eller flere av spektralgammastrålelogger, kaliberlogg, kjerneporøsitet og steinstyrke. Ifølge et utstyr, benytter skiferplastisitetsdelen data fra spektralgammastråleloggen. Kaliberloggdata blir brukt til å evaluere datakvalitet. I tillegg, blir kjerneporøsitet og/eller steinstyrke brukt til å kalibrere loggene.
Slamlogg. Slamloggen frembringer en verdifull "realitetsjekk" for litologianalysen. Spesielt, hjelper slamloggene til å identifisere ikke-skifer som finnes i den gitte geologi.
Borkroneopptegnelser. Borkroneopptegnelser frembringer en verdifull "realitetsjekk" for steinstyrkeanalysen, spesielt hvis den soniske logg er den eneste tilgjengelige porøsitetslogg.
Foreslåtte borkroner. Informasjon angående foreslåtte borkroner, så som foto og spesifikasjoner, kan inkluderes i en anbefalingspakke, som er videre diskutert her. Hvis et dybdeintervall er etablert for en foreslått borkrone, kan dybdeintervallet vises på display eller vist grafisk i anbefalingspakken.
Boremekanikk. I en utførelse, gir boremekanikkanalysen en utgang i form av et "bore veiviser". Spesielt, frembringer mekanikkanalysen forutsagt innsats av en gitt borkrone under boring av et brønnhull i en gitt formasjon. Boremekanikkinformasjon omfatter en eller flere av de følgende: arbeid utført av en foreslått borkrone ved boring gjennom stein av kjent kompressjonsstyrke, borkrone slitasjetilstand, mekanisk effektivitet av borkronen som en funksjon av steinstyrke og slitasjetilstand, skjæringsmoment og total moment produsert av borkronen, operasjonseffektnivå som en funksjon av borkronen og en tilsvarende borerigg, begrensningsanalyse som indikerer hvilke operasjonsbegrensninger som er i funksjon, optimale operasjonsparametere, deriblant dobbelte OB og rpm, forutsagt ROP, inkludert øyeblikksvirkning og gjennomsnitt, og forutsagt kostnad pr. fot.
Simulatormetoden og systemet ifølge den foreliggende beskrivelse utfører boremekanikkanalyse ved bruk av en eller flere av de følgende typer informasjon: borkronedata, riggoperasjonsbegrensning, retningsoverblikkdata og foreslått retnings-brønnplan, moment- og draganalyser, og målt operasjonsparametere, for å utforme en historietilpasning, som det passer.
Med hensyn til en gitt borkrone, kan en borkrone enhet nummer brukes til å identifisere spesifikke kronekonstruksjoner. Etter etablering av en 3-D geometri for en gitt borkrone, kan en dreiemoment WOB signatur bli generert ved bruk av en passende 3-D modell. Følgelig, reflekterer den forutsagte ytelse den spesifikke kronedesign.
Operasjonsbegrensninger. Operasjonsbegrensninger som definerer et sikkert operasjons vindu for boreren omfatter en eller flere av de følgende: maksimums sikkerhet operasjonsmoment (i enheter av fot/lb), maksimum sikker operasjon WOB, maksimum sikker operasjon rpm, minimum sikker operasjon rpm, og maksimum tillatt ROP. Ifølge utførelsene av den foreliggende beskrivelse, gjelder de ovenstående operasjonsbegrensninger ved borkronen. Følgelig, letter boremekanikkanalysen evnen til å håndtere et bredt område av boresituasjonen. Operasjonsbegrensningene er diskutert videre nedenfor.
Dreiemoment begrensning. For en gitt borkronekjøring, er de ovenstående grenser begrensninger, unntatt for dreiemoment, som er variabelt. For eksempel, anta at toppdriv er i stand til å generere en (teoretisk) maksimum på 10 000 ft/lb med dreiemoment i henhold til tilgjengelig informasjon, slik som en teknisk manual fra utstyrsprodusenten. Boresjefen kan imidlertid indikere at maksimum sikker operasjonsmoment er 7 000 ft/lb basert på boresjefens erfaring med riggutstyret. Anta også at den foreslåtte borkronekj øring er fra 5 000 til 10 000 ft. målt dybde (MD), hvor målt dybde er langs brønnens bane. Et standard dreiemoment og draganalyse kan indikere at 1 000 ft/lb av dreiemomentet er tapt på grunn av friksjonen mellom borestrengen og borehullveggen ved begynnelsen av borkronekjøringen, og at 2 000 ft/lb er tapt ved slutten av borkronekjøringen. Dette betyr at det virkelige dreiemoment ved overføring til borkronen er 6 000 ft/lb maksimum ved begynnelsen av kjøringen, gradvis avtagende til 5 000 ft/lb ved slutten av kjøringen. Hvis en slammotor ble brukt, ville den maksimale dreiemomentutgang av motoren også være nødvendig. Følgelig, når det passer, er dreiemomentemnene for boreriggen inkludert i boreriggens karakteristikker for bruk i en gitt boresimulering.
Dreiemoment og draganalyse. De foreliggende utførelser benytter et dreiemoment og draganalyse for å omforme overflatedreiemomentgrenser til de ekvivalente grenser ved borkronen. En slik dreiemoment og draganalyse er generelt tilgjengelig fra en boreingeniør i operasjonsselskapet, siden en moment- og draganalyse typisk er en del av en brønnplan. Alternativt, kan en separat dreiemoment og draganalyse bli utført, skjønt en slik analyse krever en komplett beskrivelse av borestrengen og bunnhullenheten. I tillegg, kan et rimelig overslag bli gjort hvis borestrengens momenttap ved en total dybde (TD) er kjent. En boresjef har ofte informasjon fra tidligere målinger av dreiemoment på bunnen og over bunnen. Videre, er denne informasjon enkelte ganger tilgjengelig på morgenrapporter ved forskjellige dybder, eller når TD er nådd.
WOB begrensning. Ifølge en utførelse av den foreliggende beskrivelse, for en gitt simuleringsanbefaling, avhenger en maksimum sikker operasjon WOB av vekten på borestrengen nedenfor det nøytrale punkt, og krokbelastningskapasiteten for riggen. I tillegg av henger den maksimale sikre operasjon WOB på forventet steinstyrke og bitvalg. I forbindelse med bestemmelsen av en maksimum sikker operasjon WOB, er det å anbefale å undersøke det målte WOB fra en awiksbrønn for å få en følelse for det historiske maksimum som virkelig blir brukt, i motsetning til den teoretiske verdi. Den maksimale sikre operasjon WOB kan også omfatte en sikkerhetsfaktor.
Rpm-begrensninger. Ifølge en utførelse av den foreliggende redegjørelse, for en gitt simuleringsanbefaling, er det sikre operasjonsvinduet for rpm avhengig av det spesifikke maskineri: roterende bord, toppdriv, positiv forskyvningsmotor eller turbin. Noen ganger er det sikre operasjonsvindu for rpm en kombinasjon av spesifikk maskineri: f.eks., boring med en motor i rotasjonsmodus, må motoren være i tillegg til overflate.rpm. I forbindelse med å bestemme et sikkert operasjonsvindu for rpm, er det å anbefale og undersøke det målte rpm fra en awiksbrønn for å få en følelse for det historiske maksimum og minimum rpm som virkelig blir brukt, i motsetning til bare teoretiske verdier. Det sikre operasjonsvindu for rpm kan også omfatte en sikkerhetsfaktor.
ROP begrensinger. ROP begrensningen reflekterer begrensninger av borefluidsystemet så vel som relaterte geologiske vurderinger. For eksempel, en analyse av hydraulikksystemer kan viser at riggpumpene er i stand til å rengjøre hullet korrekt så lenge gjennomtrengningsraten ikke overskrider 300 ft/h. Et geologisk studie kan imidlertid vise at hvis gjennomtreningsraten overskrider 200 ft/h, vil den dynamiske slamvekt overskride frakturgradienten ved foringsdørskoen. Følgelig, bør ROP-begrensningen settes til den laveste av disse to grenser. En boresjef vil generelt være klar over denne begrensningen.
Retningsdata (opsjonal). Ifølge en utførelse av den foreliggende beskrivelse, utfører den iterative boresimuleringsmetode og system en boremekanikk analyse basert på brønnlogger tatt fra en nærliggende awiksbrønn for en gitt formasjon. En boremekanikkanalyse er imidlertid nødvendig sammen med den foreslåtte brønnbane for den neste brønn som skal bores. Følgelig, kan dette oppnås hvis en retningsundersøkelse for awiksbrønnen og en retningsbrønnplan for den foreslåtte brønn er tilgjengelig.
Målte operasjonsparametere. Ifølge en utførelse av den foreliggende beskrivelse, er målte operasjonsparametere fra en awiksbrønn, skjønt de er opsjonale, meget nyttige for å bestemme hva de virkelige verdier er for de forskjellige operasjonsbegrensninger. De målte operasjonsparametere omfatter en eller flere av de følgende: vekt på borkronen, roterende rpm, gjennomtrengningsrate og dreiemoment på kronen (ft/lb). Selv om dreiemoment ikke er tilgjengelig, som ofte er tilfelle, kan historisk tilpasning ofte gjøres med andre operasjonsparametere.
Riggoperasjonsbegrensninger frembrakt av riggoperatøren bør være rimelig nær den virkelige feltinnsats. Målte operasjonsparametere fra awiksgrunnen muliggjør dobbeltsjekking på bekreftelse at begrensningene er korrekt.
Målte operasjonsparametere blir også brukt til historisk å matche den spesielle borkrone til den spesifikke geologi på riggen. Dette kan betydelig øke tillitten til de forutsatte boreinnsatsresultater, og verdien av analysen for boreren. Følgelig, er målte operasjonsparametere nyttige.
Det henvises nå til figur 4, hvor en eksempelutgang 110 av en prøveiterativ virtuell boresimulering for en første geologiformasjon er illustrert. I den iterative virtuelle boresimuleringsutgang 110 på figur 4, er visse rigg- og energiinngangsnivåer spesifisert for en rigg A (112), rigg B (114), og rigg C (116), som indikert ved henvisningstallene 112a, 114a og 116a. Som vist, omfatter riggdata og energiinngangsnivåene kostnad pr. dag, maksimum vekt på borkronen, toppdriv og bordreiemoment, minimum rpm for toppdriv og bormotor, maksimum rpm for toppdriv og bormotor, og maksimum GPM for pumpene. Karakteristikkene for et boreriggsystem kan også omfatte en eller flere av de følgende: borkronespesifikasjon, borehullmotor, toppdrivsystem, roterende bord, slamsystem, slampumpe, hydraulikk og operasjonsparametere. I tillegg, kan operasjonsparametrene omfatte vekt på kronen (WOB), roterende rpm (omdreininger pr. minutt), kostnad pr. dag, gjennomtreningsrate (ROP), dreiemoment og pumpestrømnings-rate.
Ifølge en utførelse av den foreliggende beskrivelse, omfatter brønnhullet som skal bores et antall seksjoner 120 av brønnhull, som illustrert på figur 4. I denne utførelsen, omfatter en økonomievalueringsfaktor et minimum antall timer på bunnen for å bore en respektiv seksjon av brønnhullet i en geologisk formasjonkarakterisert veden gitt steinkolonne. Det vil si, hver seksjon kan værekarakterisert vedet minimum antall timer (122Ai, 122A2, 122A3) på bunnen for å bore en respektiv seksjon av brønnhull (120A1, 120A2, 120A3). I tillegg, kan økonomievalueringsfaktoren omfatte et kumulativt minimum antall timer, indikert ved henvisningstall 122 på figur 4, på bunnen for å bore de respektive seksjoner av brønnhull. Det kumulative antall minimum timer på bunnen for å bore de respektive seksjoner av brønnhullet i den første geologiformasjon ved rigg A var 182 timer, som indikert ved henvisningstall 122A.
Den iterative virtuelle boresimuleringsutgang 110 omfatter videre en økonomisk minimumskostnad 124 for hvert boreriggsystem i boringen av brønnhullet i den første geologiformasjon. Minimumskostnaden 124 er en funksjon av kostnaden pr. dag for et respektivt boreriggsystem (omformet til kostnad pr. time, som passende) multiplisert med en tilsvarende kumulativ minimum antall timer for å bore brønnhullet for en respektiv iterativ simulering. For eksempel, ved bruk av den iterative boresimuleringsmetode ifølge den foreliggende beskrivelse, ble det totale minimum antall timer på bunnen for å bore de respektive seksjoner av brønnhullet ved rigg A, 1082 timer. Minimumskostnaden for rigg A ved boringen av brønnhullet ble 5,64 millioner dollar (1082 timer dividert på 24 timer pr. dag x 125 000 dollar pr. dag = 5,64 million dollar) som indikert med henvisningstall 124A. Likeledes, omfatter den iterative boresimuleringsutgang 110 minimum antall timer på bunnen for respektive seksjoner av brønnhull, det kumulative totale minimum antall timer på bunnen, og kostnader for hver av de andre boreriggsystemer, henholdsvis rigg B 114 og rigg C 116.
Som diskutert her, ifølge en utførelse av den iterative simuleringsmetode ifølge den foreliggende beskrivelse, genererer fremgangsmåten en simulert brønnhullbore-ytelsesutgang for en gitt gjentakelse av simulert boring av brønnhullet. Som illustrert i eksempelutgangen 110 på figur 4, vil den simulerte brønnhullboreytelsesutgang gi en forbedret økonomisk avgjørelse når det gjelder den virkelige boring i et felt inneholdende formasjoner som er analoge med steinkolonnen med et respektivt boreriggsystem. For eksempel, fra utgangen 110 på figur 4, kan et operasjonsselskap gjøre en forbedret økonomisk avgjørelse i valget av et boreriggsystem. Fra et økonomisk standpunkt, vil boreriggsystemet RA 112 fremtvinge det beste valg over boreriggsystemet RB 114 og RC 116 for boringen av et brønnhull i en gitt formasjon analog til steinkolonnen.
Som illustrert i eksempelet på figur 4, omfatter det simulerte brønnhull boreinnsatsutgang 110 en eller flere (a) identifisering av boreriggsystemets karakteristikker, hvor karakteristikken inneholder minst én boreriggsystemøkonomifaktor, (b) en representasjon av minst én seksjon av brønnhull i steinkolonnen, (c) enn minimum varighet av tid som er nødvendig på bunnen for bore en respektiv minst én seksjon av borehullet, (d) en kumulativ varighet av tid nødvendig for å bore alle seksjoner av brønnhullet, og (e) et minimumskostnadsbeløp bestemt som en funksjon av den kumulative varighet og boretid og boreriggsystemøkonomifaktor. Den simulerte brønnhullboreinnsatsutgang kan også omfatte minimums varighet av tid nødvendig for bunnen for å bore brønnhullet, uten å indikere det samme for hver seksjon av brønnhullet.
Det henvises nå til figur 5, hvor eksempelutgang 130 av en prøve på en iterativ virtuell boresimulering for en annen geologiformasjon. Den iterative virtuelle boresimuleringsutgang 130 på figur 5 er lik den på figur 4, når det gjelder riggdata og energiinngangsnivåer spesifisert for rigg A (112), rigg B (114) og rigg C (116), som indikert ved henvisningstallene henholdsvis 112a, 114b og 116a. Den iterative simulerte boring med boreriggsystemene er imidlertid tatt hensyn til en forskjellig geologiformasjon. Skjønt riggdataene og energiinngangsnivåene på figur 5 er lik de som er spesifisert på figur 4, har de forskjellige økonomiske evalueringsfaktorer endret seg som et resultat av den simulerte boring i en forskjellig steinkolonne.
Som illustrert på figur 5, omfatter borehullet som bores et antall seksjoner 120 ava brønnhull. I denne utførelsen, omfatter økonomievalueringsfaktoren et minimum antall timer på bunnen for å bore en respektiv seksjon av brønnhullet i en geologiformasjonkarakterisert vedden gitte steinkolonne. Hver seksjon erkarakterisertved et minimum antall timer på bunnen for å bore en respektiv seksjon av borehull. For eksempel, minimumsantallet av timer på bunnen for å bore seksjon to av brønnhullet med rigg A, rigg B og rigg C var henholdsvis 886 timer, 798 timer, og 605 timer. I tillegg, omfatter økonomievalueringsfaktoren en kumulativ total minimumsantall timer (indikert med henvisningstall 122) på bunnen for å bore de respektive seksjoner av brønnhullet. På figur 5, har det kumulative totale antall minimum timer på bunnen for å bore de respektive seksjoner av brønnhullet i den andre geologiformasjon med rigg A, rigg B og rigg C, henholdsvis 1748 timer, 1488 timer og 1139 timer. Følgelig, illustrerer utgangen 130 figur 5 at boreriggsystemet rigg C produserer den beste økonomiske ytelse over boreriggsystemene rigg A og rigg B i en simulert boring av et brønnhull i den andre geologiformasjon.
Ifølge en annen utførelse omfatter fremgangsmåten i den iterative boresimulering generering av en anbefalingspakke 36 (figur 1) av boresystemkarakteristikken for bruk i en virkelig boring av et brønnhull i formasjonen som en funksjon av økonomievalueringsfaktorer. Anbefalingspakken gir iterativ simuleringsutgangsinnhold i en eller flere formater, omfattende for eksempel hardkopi, CD ROM, datamaskinlesbare media, elektroniske filer, holografisk projeksjon, komprimert tidslevendegjøring, eller hvilken som helst kombinasjon av disse. For eksempel kan anbefalingspakken omfatte et datamaskinlesbart medium, som indikert ved henvisningstall 37 på figur 1.
Med hensyn til komprimert tidslevendegj øring, letter anbefalingspakken visualisering av den simulerte boring av et brønnhull på en komprimert tidsramme. For eksempel dersom den virkelige tid for å bore brønnhullet var 30 dager, med den komprimerte tidslevendegjøring, kunne den simulerte boring for hele brønnen bli visuelt sett over en brøkdel av denne tiden ved en seer som bruker komprimert tidslevendegjøring. Utganger som utfører komprimert tidslevendegjøring ville gi operatøren anledning til raskt å se brønnhullboresystemsimuleringen presentert gjennom tid. Hver gjentakelse kan omfatte komprimert eller sammenpresset tidslevendegjøring av boreprosessen for den spesielle riggen, sett av systemkomponenter, og steinkolonner. Operatøren kan se tilbake på utgangen av en simulering på noen få minutter, som representerer mange timer av virkelig boringstid på bunnen. Operatøren kan også se endringene i fremgangen av boringen frembrakt ved endringer i systemkomponenter.
Følgelig, kunne komprimert tidslevendegjøring være meget gunstig for et operatørselskap til å gjøre de beste økonomiske avgjørelser for boring av et brønnhull i en gitt formasjon. Ifølge en utførelse benytter komprimert tidslevendegjøring geologi og mekanikkmodeller, som beskrevet her, i den iterative boresimulering for å produsere en respektiv økonomievalueringsutgang. Komprimert tidslevendegjøringteknikk er kjent i teknikken, og er således bare kort diskutert her.
I en utførelse, omfatter anbefalingspakken minst én økonomievalueringsfaktor og minst én anbefaling av boreriggsystemkarakteristikker for bruk i en virkelig boring av minst ett brønnhull i formasjonen, som en funksjon av økonomievalueringsfaktorene. Økonomievalueringsfaktoren kan utledes ved disse fremgangsmåter: (a) og oppnå karakteristikker av en steinkolonne i formasjonen som skal bores (b) å spesifisere karakteristikker av minst ett boreriggsystem, og (c) iterativt å simulere boringen av brønnhullet i formasjonen og å produsere økonomisk evaluerigsfaktor for hver gjentakelse av boresimuleringen. Andre økonomievalueringsfaktorer er også mulig som diskutert tidligere. I tillegg er hver gjentakelse av boresimuleringen en funksjon av steinkolonnen som skal bores og karakteristikken av minst ett boreriggsystem ifølge en boresimuleringsmodell, som diskutert her.
Det henvises nå til figur 6. Figur 6 illustrerer et flytdiagramriss av en iterativ virtuell boresimuleringsmetode 150 med en iterativ virtuell boresimulator 21 (figur 1) i henhold til en utførelse av den foreliggende beskrivelse. I trinn 152, mottar den iterative virtuelle boresimulator et ønske for en boringsanbefaling i forbindelse med å lette forbedrede økonomiske avgjørelser, videre i forbindelse med boring av et brønnhull i en gitt formasjonkarakterisert veden spesiell steinkolonne. I trinn 154 oppnår simulatoren geologikarakteristikker av formasjonen som skal bores, hvor geologikarakteristikkene omfatter de som er diskutert tidligere. I trinn 156 oppnår simulatoren boreutstyrskarakteristikker for et boresystem, hvor boreutstyrskarakteristikkene omfatter karakteristikker som diskutert tidligere.
I trinn 158 utfører simulatoren en iterativ boresimulering av boringen av brønnhullet i formasjonen. Simuleringen i trinn 158 omfatter produsering av en økonomievalueringsfaktor for den respektive iterative simulering. I trinn 160, spør simulatoren om hvorvidt simuleringen er optimalisert, i henhold til en foreskreven optimaliseringsprosess og kriterier for en gitt simulert boringsanvendelse. Dersom ikke optimalisert, fortsetter prosessen til trinn 162. I trinn 162, modifiserer simulatoren en eller flere boremekanikkparametere i henhold til de foreskrevne optimaliseringsprosesser og kriterier. Etter en modifisering av en eller flere boremekanikkparametere i trinn 162, går prosessen tilbake til trinn 158 for å utføre en iterativ boresimulering som en funksjon av de modifiserte boremekanikkparametere og geologikarakteristikker. Prosessen fortsetter som diskutert her i forhold til trinn i 158.
I trinn 160 er simulatoren bestemt til å være optimalisert, prosessen fortsetter til trinn 164.1 trinn 164, genererer simulatoren en preliminær anbefaling som en funksjon av den optimaliserte boresimuleringsutgang fra den respektive gjentakelse. I trinn 166, spør simulatoren hvorvidt det er ytterligere utstyrsvurderinger. Hvis ytterligere utstyrsvurderinger eksisterer, går prosessen videre til trinn 168.1 trinn 168, oppnår simulatoren de ytterligere boreutstyrskarakteristikker. Prosessen går så tilbake til trinn 158 for å utføre en iterativ boresimulering som en funksjon av de ytterligere boresystems-utstyrskarakteristikker. Prosessen fortsetter som diskutert her i forhold til trinn 158.
Dersom det i trinn 166 ikke er noe ytterligere utstyrsvurdering for den spesielle iterative boresimuleringsprosess, prepareres simulatoren av en total anbefalingspakke i trinn 170, som diskutert videre nedenfor. Prosessen ender så ved trinn 172.
Det henvises nå til figur 7. Figur 7 illustrerer et blokkdiagramriss av et iterativt boresimulatorsystem 180 for å utføre iterativ boresimulering i henhold til en annen utførelse av den foreliggende beskrivelse. Det iterative boresimuleringssystem anordner for forbedret økonomiske avgjørelser, som diskutert nedenfor. Det iterative boresimuleringssystem 180 omfatter en simulator 182. Simulatoren 182 oppnår karakteristikken av steinkolonnen som skal bores via inngangen 184. Karakteristikken av steinkolonnen omfatter en eller flere av litologi, steinstyrke og skiferplastisitet. Hvilket som helst av steinkolonnens karakteristikker kan være utledet fra loggdata 186 og en respektiv litologimodell, steinstyrkemodell og skiferplastisitetsmodell, generelt indikert ved henvisningstallet 188.
Det henvises fortsatt til figur 7. Boresimulatoren 182 oppnår karakteristikker av et boreriggsystem via boreriggsystemets inngang, generelt indikert ved henvisningstall 190. Karakteristikkene ved boreriggsystemet omfatter en eller flere karakteristikker av rigginnganger 192, borestreng og bunnhullenhetsinnganger 194, borkroneinnganger 196, og hydrauliske egenskaper 198. Boreriggsystemets karakteristikker kan også omfatte karakteristikker av mer enn ett boreriggsystem.
Rigginngangene 192 kan omfatte en eller flere innganger av operasjonsbegrensninger, riggkostnader, maksimum vekt på borkronen, toppdrivdreiemoment, bordrivdreiemoment, toppdrivminimum rpm, bordrivminimum rpm, toppdriv maksimum rpm, bordriv maksimum rpm, pumpens maksimum GPM og standrør maksimum PSI. Borering og bunnhullenheten (BHA) karakteristikker 194 kan omfatte karakteristikker for motor rpm, turbin rpm, motordreiemoment, turbindreiemoment, roterende styrbart system, PSI-tap gjennom BHA, PSI-strengtap, streng dreiemoment, strengdrag og borestreng økonomi.
Borkroneinngangene 196 kan omfatte en eller flere innganger av borkronetyper, borkronediameter, borkrone, skjæringsstruktur 3D modell, borkrone arbeidsrating, borkrone slitasjerating, borkrone skrapåpningareal, borkrone TFA (total flytareal), og borkrone trykkfall.
De hydrauliske egenskaper 198 kan omfatte en eller flere egenskaper av olje, syntetisk, vann, vekt PPG (lb/gallon), ettergivningspunkt, plastisk viskositet, ringformet viskositet, vanntap, tapt sirkulasjon, ECD (ekvivalente sirkulerende densitet), dybde inn, dybde ut, maksimum ROP og fluidkostnader.
Ifølge en utførelse, omfatter simulatoren 182 (figur 7) et datamaskinsystem 21 (figur 1) for å utføre de forskjellige funksjoner som beskrevet her. De forskjellige funksjoner som er diskutert her kan programmeres ved bruk av progammeringsteknikker som er vel kjent i teknikken. Inngangene kan omfatte hvilke som helst egnet inngang, enten analog, digital, optisk, sonisk eller annen form av inngang, via en inngangsanordning, som et tastatur, grensesnittkort, eller annen passende inngangsanordning, for å kommunisere steinkolonnen og boreriggsystemets karakteristikker til simulatoren 182.
Som respons til å oppnå karakteristikker av steinkolonner i en formasjon som skal bores og karakteristikker av minst ett boreriggsystem, simulerer simulatoren 182 iterativt boringen av et brønnhull i formasjonen og produserer en økonomievalueringsfaktor for hver gjentakelse av boresimuleringen. Hver gjentakelse av boresimuleringen er en funksjon av steinkolonnen og karakteristikken av minst ett boreriggsystem i henhold til en boresimuleringsmodell. I henhold til en utførelse, omfatter boresimuleringsmodellen en eller flere modeller av mekanisk effektivitet, borkroneslitasje, hullrensningseffektivitet, og boreøkonomi, generelt indikert ved henvisningstallet 200 som diskutert videre nedenfor. Boresimuleringsmodellen kan også omfatte en gjennomtrengningsrate modell 202, som også diskutert videre nedenfor.
Som illustrert på figur 7, dersom en utgang av gjennomtrengningsrate modell 200 ikke er optimalisert, utfører simulatoren en annen iterativ simulering, via 204. Den iterative simulering vil omfatte en modifisering av en eller flere boreriggsystemskarakteristikker, før kjøring av en tilsvarende gjentakelse, som kan være passende for en gitt iterativ boresimuleringsplan. På den annen side, hvis en utgang av gjennomtrengningsrate modellen 204 var tilfresstillende i henhold til gitte optimaliseringskriterier, frembringer simulatoren 182 den optimale utgang ved 206. Følgelig, ville simulatoren 102 være ferdig med den gitte iterative boresimuleringsøvelse.
I tillegg til iterativ simulering av boringen av et brønnhull i formasjonen, produserer simulatoren en økonomievalueringsfaktor for hver gjentakelse av boresimuleringen. Hver gjentakelse av boresimuleringen er en funksjon av steinkolonnen og karakteristikkene av minst ett boreriggsystem i henhold til en boresimuleringsmodell.
Simulatoren 182 genererer videre en anbefalingspakke av boreriggsystem-karakteristikker som en funksjon av økonomievalueringsfaktorer. Anbefalingspakkens informasjon presenteres i en eller flere av de følgende formater av hardkopi, CD ROM, datamaskinlesbare media, elektronisk fil, holografisk projeksjon, komprimert tidslevendegjøring, eller kombinasjoner av disse. Følgelig, omfatter anbefalingspakken informasjon som er egnet for bruk til å ta avgjørelser angående utstyr og prosessvalg i en virkelig boring av et brønnhull i formasjonen som en funksjon av økonomievalueringsfaktorene.
Figur 8 er et flytdiagramriss av en iterativ boresimuleringsmetode 210 i henhold til en annen utførelse. I trinn 212 oppnår den iterative boresimuleringsmetode geologikarakteristikker av en ønsket formasjon. I trinn 214 omfatter prosessen å oppnå parametere av ønsket boreutstyr. I trinn 216, simulerer fremgangsmåten boring av et brønnhull i geologien som en funksjon av geologien og boreutstyr parametrene i henhold til en foreskreven boresimuleringsmodell. I trinn 218 genererer fremgangsmåten en økonomikarakteristikk som en funksjon av boresimuleringen, hvor økonomikarak-teristikkene er ytterligere diskutert nedenfor.
I trinn 220 spør prosessen hvorvidt ytterligere gjentakelser av simuleringen skal utføres. Hvis ytterligere gjentakelser av simuleringen skal utføres, fortsetter prosessen til trinn 222.1 trinn 222 oppnår prosessen parametere av ytterligere ønsket boreutstyr. Som respons på å oppnå parametrene av ytterligere ønsket boreutstyr, returnerer prosessen til trinn 216 og simuleringen av boring av geologien som er i funksjon av geologien og boreutstyrskarakteristikkene.
I trinn 220 dersom ingen ytterligere simulering skal utføres, går prosessen videre til trinn 224.1 trinn 224 genererer prosessen en rapport om de iterative boresimuleringer, hvor rapporten omfatter egnet informasjon for å lette forbedrede økonomiske avgjørelser i forbindelse med boring av et brønnhull i en gitt formasjon med gitt boreriggsystem, som diskutert videre nedenfor. Prosessen ender ved 226.
Utførelsene av den foreliggende beskrivelse omfatter videre en fremgangsmåte for å preparere en anbefalingspakke for forbedret økonomisk avgjørelse tatt i forbindelse med boring av minst ett brønnhull i en gitt formasjon. Fremgangsmåten omfatter å oppnå geologiske karakteristikker av formasjonen som skal bores. Geologikarakteristikkene omfatter minst én steinkolonne. Fremgangsmåten omfatter videre spesifisering av utstyrskarakteristikker for minst ett boresystem. Utstyrskarakteristikkene omfatter boremekanikkparametere. Til slutt omfatter fremgangsmåten iterativ simulering av boringen av et brønnhull i formasjonen, produserer en økonomisk evalueringsfaktor for hver respektiv iterativ boresimulering, og modifiserer boremekanikkparametrene til en ønsket optimalisering av den iterative boresimulering er oppnådd.
Hver iterativ boresimulering er en funksjon av geologi og boresystemutstyrs-karakteristikker i henhold til en boresimuleringsmodell. Fremgangsmåten genererer preliminær anbefaling som respons på det iterative boresimulerings oppnåelse av den ønskede optimalisering. Videre omfatter fremgangsmåten gjentakelse for enhver ytterligere utstyrsvurdering, trinnene å spesifisere utstyrskarakteristikker for minst ett boresystem, iterativ simulering av boring av brønnhullet, og generering av en preliminær anbefaling for enhver ytterligere utstyrsvurdering.
En total anbefaling blir så generert som en funksjon av den preliminære anbefaling av iterative boresimuleringer. For eksempel kan anbefalingspakken genereres fra de iterative boresimuleringer av en funksjon av økonomievauleringsfaktorer av valgte respektive iterative boresimuleringer. I en utførelse omfatter den totale anbefaling en eller flere av hardkopi, CD ROM, datamaskinlesbare media, elektronisk fil, holografisk projeksjon, komprimert tidslevendegjøring eller kombinasjoner av disse.
Ifølge et annet forsøk er datamaskinsystemet 21 (figur 1) programmert for å utføre funksjoner som beskrevet her, ved bruk av programmeringsteknikker som er kjent i teknikken. I en utførelse, omfatter et datamaskins programprodukt et datamaskinlesbart medium 37 (figur 1) som har et datamaskinprogram lagret. Datamaskinprogrammet for eksikvering av datamaskinen muliggjør iterativ boresimuleringer for forbedrede økonomiavgjørelser. Dataprogrammet omfatter instruksjoner som kan prosesseres av datamaskinsystemet for å forårsake at datamaskinen oppnår karakteristikker av steinkolonnen i en formasjon som skal bores, oppnår karakteristikker og minst ett boreriggsystem, og iterativt simulere boringen av et brønnhull i formasjonen. Dataprogrammet er videre for å produsere en økonomievalueringsfaktor for hver gjentakelse av boresimuleringen, hvor hver gjentakelse av boresimuleringen er en funksjon av steinkolonnen og karakteristikkene for minst ett boreriggsystem i henhold til en boresimuleringsmodell.
Dataprogrammet er videre prosesserbart ved datamaskinsystemet for å forårsake at datamaskinsystemet generer en simulert boreinnsatsutgang for en gitt gjentakelse av en simulert boring av brønnhullet, hvor den simulerte brønnhullboreinnsatsutgang regnes for å lette en forbedret økonomiavgjørelse utført i forbindelse med en virkelig boring med et respektivt boreriggssystem i en felt som inneholder formasjoner analoge med steinkolonnen. Den simulerte brønnhullboreinnsatsutgang omfatter minst én av de følgende, valgt fra gruppen bestående av (a) identifisering av boreriggsystem-karakteristikker, hvor karakteristikkene omfatter minst ett boreriggsystems økonomifaktor, (b) en representasjon av brønnhullet i steinkolonnen, (c) en minimums varighet av tid som er nødvendig for bunnen for å bore brønnhullet, og (d) et minimums kostnadsbeløp bestemt som en funksjon av varigheten av tid og boreriggsystemets økonomifaktor.
Datamaskinprogrammet er videre prosesserbart ved datasystemet for å forårsake at datamaskinsystemet genererer en simulert boreytelsesutgang for minst én gjentakelse av den simulerte boring av brønnhullet. I et eksempel, vil den simulerte brønnhull-ytelsesutgang lette forbedrede økonomiske avgjørelser når det gjelder virkelig boring i et felt som inneholder formasjoner av den analoge steinkolonnen med et respektivt boreriggsystem som tilsvarer minst én gjentakelse av simulert brønnhullboreinnsats.
Ifølge en annen utførelse, vil simulatoren iterativt simulere boringen av brønnhullet i formasjonen, produsere en økonomievalueringsfaktor for hver respektiv iterativ boresimulering, og modifisere boremekanikkens parametere til en ønsket optimalisering av den iterative boresimulering er oppnådd. Hver iterativ boresimulering er en funksjon av geologien og boresystemets utstyrskarakteristikker i henhold til en boresimuleringsmodell. Simulatoren genererer videre en preliminær anbefaling som respons på at den iterative boresimulering oppnår den ønskede optimalisering. Simulatoren opererer til å gjenta spesifiseringen av utstyrskarakteristikker for minst ett boresystem, iterativt simulering av boringen av brønnhullet, og generering av en preliminær anbefaling for ytterligere utstyrsvurderinger. Til slutt, genererer simulatoren en total anbefaling som en funksjon av de preliminære anbefalinger av iterativ boresimuleringer.
Ifølge en annen utførelse, omfatter et system for å forberede en anbefalingspakke for bedre økonomiavgjørelser i forbindelse med boring av minst ett borehull i en gitt formasjon, og omfatter en første inngang, en annen inngang og en simulator. Den første inngang er for å oppnå geologikarakteristikker av formasjonen som skal bores, hvor geologikarakteristikkene omfatter minst én steinkolonne. Den andre utgang er for å spesifisere utstyrskarakteristikker for minst ett boresystem, hvor utstyrskarakteristikkene omfatter boremekanikkparametere. Til slutt, simulatoren er for å simulere boringen av et brønnhull i formasjonen, hvor boresimuleringen er en funksjon av geologien og boresystemets utstyrskarakteristikker i henhold til en boresimuleringsmodell.
Simulatoren genererer en økonomi av evalueringsfaktor som en funksjon av borestimuleringen. I tillegg, stimulatoren opererer til iterativt å gjenta, for eventuelt tilleggsutstyrsvurderinger, spesifisering av utstyrskarakteristikker som simulerer boringen av brønnhullet, og generering av økonomievalueringsfaktoren. Stimulatoren genererer videre en anbefalingspakke av den iterative boresimulering som en funksjon av økonomievalueringsfaktorer, og velger noen av de respektive iterative boresimuleringer, som diskutert.
Ifølge en annen utførelse, en simulator for forbedret økonomiavgjørelser i forbindelse med boring av minst ett brønnhull i en gitt formasjon omfatter en første prosessor, en annen prosessor, og en tredje prosessor. I en utførelse, omfatter de første, andre og tredje prosessorer en enkelt prosessor for å utføre funksjonaliteten som diskutert her.
Den første prosessor, som reagerer på geologikarakteristikker av formasjonen som skal bores og spesifiserte utstyrskarakteristikker av minst ett boresystem, simulerer iterativt boringen av et brønnhull i formasjonen. Geologikarakteristikkene omfatter minst én steinsøyle, og utstyrskarakteristikkene omfatter boremekanikkparametrene. Den første prosessor produserer videre en økonomievalueringsfaktor for hver respektiv iterativ boresimulering. Den første prosessor modifiserer også boremekanikkparametrene til en ønsket optimalisering til den iterative boresimulering er oppnådd. Hver iterativ boresimulering er en funksjon av geologi og boresystemets utstyrskarakteristikker i henhold til en foreskreven boresimuleringsmodell.
Den andre prosessoren som reagerer på oppnåelse av den ønskede optimalisering av den første prosessor, generer en preliminær anbefaling. De første og andre prosessorer opererer videre i respons på geologikarakteristikkene og eventuelt ytterligere spesifiserte utstyrskarakteristikker av de minst ene boresystem for iterativt å simulere boringen av et brønnhull og å generere en preliminær anbefaling for slike ytterligere utstyrsvurderinger som en funksjon av en eller flere økonomievalueringsfaktorer.
Følsom for iterative simuleringer av boring og generering av preliminære anbefalinger for de første og eventuelt ytterligere utstyrsvurderinger, genererer den tredje prosessor en total anbefaling som en funksjon av de preliminære anbefalinger av iterative boresimuleringer. Den tredje prosessor kan også generere en anbefalingspakke av iterative boresimuleringer som en funksjon av økonomi av evalueringsfaktorer av valgte respektive iterative boresimuleringer. Den totale anbefalingspakkes innhold kan være i et format som omfatter hardkopi, CD ROM, datamaskinlesbare media, elektronisk fil, holografisk projeksjon, komprimert tidslevendegjøring, eller kombinasjoner av disse.
Som diskutert her, benytter geologi og boremekanikk modeller ifølge den foreliggende iterative simuleringsmetode og system et eksisterende sett av logger. Den iterative boresimuleringsmetode og system er ogsåkarakterisert veden åpen arkitektur som kan lett oppgraderes for å reflektere virkninger som ny teknologi kan ha på økonomien av en iterativ simulering. I tillegg til den ovenstående diskusjon, omfatter den iterative boresimuleringsmetode og system emner til å bli oppgradert for å reflektere ny teknologifremgang når det blir utviklet eller gjort generelt tilgjengelig. For eksempel, den iterative boresimuleringsmetode og system kan oppgraderes for å ta i betraktning teknisk utvikling i en eller flere av riggutstyr, dreiemoment- og drag dempningsutstyr, roterende systemer i borehullet, steinknusningsverktøy, borkroneforbedringer, og andre relaterte tekniske utviklinger. Følgelig er det forventet at når teknologien går fremover, kan det iterative boresimuleringsmetode og system bli modifisert for å reflektere virkninger av den nye teknologi på økonomien av en gitt iterativ simulering.
Den følgende beskrivelse gir forskjellige illustrerende eksempler på anvendbarhet i forbindelse med utførelser av den foreliggende beskrivelse.
Riggvalg: I henhold til en utførelse, er boresimulatoren ifølge den foreliggende beskrivelse nyttig når det gjelder riggvalg. For eksempel, kan man tenke seg en situasjon i hvilken en boreoperatør har oppdaget og anmerket et nytt offshorefelt. Operatøren mener nå å utvikle dette feltet. Operatøren har et valg av to tilgjengelige borerigger å sette under kontrakt for å oppnå utviklingsboringen. En første rigg ("Rigg En") er tilgjengelig til 200 000 dollar pr. dag, og en annen rigg ("Rigg To") er tilgjengelig til 175 000 dollar pr. dag. Omtrentlig beregninger utført av operatøren indikerer at operatøren forventer at utviklingsboringen vil ta tre (3) år. Følgelig, søker operatøren å kontrakte en rigg for en tre (3) års tidsperiode.
Tradisjonelle metoder for å ta avgjørelser for å bestemme hvilken rigg som skal kontraktes involverer beregning eller tilnærming av hvilken rigg som vil være den mest effektive under forskjellige makroobservasjoner av hestekrefter, pumpeeffekt, vekthåndteringsemne i forhold til de daglige kostnader. For disse beregninger, vil en kontraktør bestemme hvilken rigg som skal kontraktes.
Ved bruk av simuleringsmetoden ifølge den foreliggende beskrivelse, i henhold til en utførelse, skaper simulatoren en datamaskinsimulering av hver rigg og den respektive riggs emner i forhold til den spesielle steinkolonne som skal bores. Karakteristikkene av steinen som skal bores blir simulert ved bruk av data samlet fra en eller flere oppdagelses- og/eller skisseringsbrønner. Med hensyn til hver riggs spesielle karakteristikker, produserer boresimulatoren iterativt boresimuleringer til en optimal boretilnærming for den spesifikke steinkolonne før hver riggs spesielle karakteristikker er bestemt. Disse simuleringer kan så brukes til å tillate operatøren å ta en meget bedre informert avgjørelse når det gjelder hvilken rigg som til slutt vil gi den beste totale økonomiske verdi i utviklingen av det spesielle felt.
I det ovenstående eksempel, vil forskjellen på 25 000 dollar pr. dag over en prosjektert 3 års levetid av riggkontrakten, være lik 27 375 000 dollar. Følgelig, er de potensielle økonomiske virkninger av avgjørelsen klart betydelige.
Rigg modifisering/oppgraderingsevalueringer: Borerigger består av forskjellige komponenter som representerer den totale energiinngangsevnen som en respektiv borerigg kan tilføre til boringen av et brønnhull. Riggkomponenten omfatter, men er ikke begrenset til, det roterende bord, toppdriv, borestreng, borefluidpumper, bunnhullenhet og heiseutstyr. Når en gitt rigg eldes, vil noen av riggkomponentene tape effektivitet. For eksempel, er dette spesielt tilfelle med boreriggens potensiale til å motta roterende inngang, dreiemoment og vekt, og av borefluidpumpene til å operere ved eller nær produsentens opprinnelige effektivitetsrating. Utskifting av disse riggkomponentene for å gjenoppnå deres opprinnelige emner i forhold til det totale boreriggssystem, kan være en kostbar affære.
Simuleringsevnen som er frembrakt ved prosessen ifølge den foreliggende beskrivelse gjør det mulig for en analytiker å iterativt kjøre gjennom forskjellige scenarier av boring før og etter potensielle riggoppgraderinger eller komponent-utskiftinger. Følgelig, kan analytikeren mer effektivt bestemme økonomiske virkninger av å gjennomføre en tilsvarende oppgradering eller utskifting, eller å forsinke dette.
For eksempel, foreliggende utførelser kan brukes for å hjelpe med å ta en multimillion dollaravgjørelse hvorvidt man skal erstatte borerørene av en gitt borerigg med nye rør. Ved å modellere tapet av vekt og dreiemomentemne av en eksisterende borestreng i et foreslått boremiljø i forhold til den høyere vekt og dreiemomentemne av en ny borestreng, kan et meget klarere bilde av de økonomiske fordeler med nye rør i forhold til kostnadene bli utledet. For en spesifikk borekampanje, kan riggkontraktoren vurdere bruken av simuleringsresultatene for hjelpe med å overbevise en kontrakt-operatør til å dele omkostningene ved en ny borestreng, hvor operatørens endelig borekostnader ville være betydelig redusert ved benyttelse av det nye systems evner som er resultatet av det borerør.
Aktivasammenlikninger/feltøkonomi: Operatørselskaper tar avgjørelser om hvorvidt de skal utvikle et hydrokarbonbærende prospekt basert på en simulering av reservoaret, verdien av hydrokarboner som skal produseres, logistikkostnader og en beregning av borekostnader. Den foreliggende oppfinnelse, som tillater en vitenskaplig basert simulering av boresystemet og dets respektive effektiviteter, forsyner operatøren med en meget mer pålitelig måte å fakturere de økonomiske aspekter for borekostnader inn i avgjørelsesprosessen.
Spesielt, ved å bruke en simulering ifølge den foreliggende oppfinnelse i stedet for et estimat, kunne en avgjørelse svinge til å utvikle et felt, i stedet for å oppgi dets utvikling som ikke å være økonomisk praktisk.
Gitt at en simulering, ifølge den forliggende utførelse, kan brukes til å hjelpe med den økonomiske evaluering av et individuelt prospektivt aktivum, slik at en simulering ved forlengelse kan brukes til å gjøre sammenlikning av økonomien for flere prospektive aktiva. Følgelig, vil simuleringsmetoden følge den foreliggende beskrivelse og hjelpe med å bestemme hvilke av flere prospektive aktiva som skal utvikles, og i hvilken rekkefølge de skal utvikles.
DHM (borehullmotor) mot roterende styrbar mot turbinevaluering: Boresystemkomponenter som gir borehullrotasjonsforbedringer og/eller retningsboringsstyringsmetoder representerer et kostbart tillegg til et totalt boresystem. Simuleringssystemer ifølge de foreliggende utførelser gjør det mulig å iterativt sammenlikne borehullinnsats og endelig økonomi av de forskjellige tilgjengelige borehullrotasjons- og/eller retningsboring og kontrollboringskomponenter. Eksempler på boresystemkomponenter kan omfatte, f.eks. borehullmotor, roterende styrbare systemer, borehullturbin, eller andre liknende komponenter.
Fra en operatørs synspunkt, å ha en simulering gjør det mulig å komme til det best mulige system for boreprosj ektet på forhånd, før en første utviklingsbrønn. Simuleringen gjør det også mulig å unngå en kostbar "felttesting" av forskjellige systemer for til slutt å nå frem til en foretrukket fremgangsmåte, hvor fremgangsmåten for "felttesting" kan produsere eller ikke produsere en optimal fremgangsmåte.
Kontoraktor prislegging/kvalifikasjonskonsultering: Riggkontraktorer styrer flåter av borerigger av forskjellige typer, muligheter og slitasjetilstander. Ifølge en utførelse av den foreliggende oppfinnelse, gjør simulatoren det mulig å utføre en tverranalyse av evnene til noen eller alle vedkommende boreriggflåter, og tillater dermed kontraktøren å bestemme hvilke deler av en gitt flåte som er best egnet for den spesielle boreutfordring eller utfordringer. I tillegg, kan kontraktøren bruke simuleringsutgangene for å bestemme passende oppgraderingsstrategier og oppgraderingstidsbestemmelser. Avgjørelser om å bygge en ny rigg mot å pusse opp en eksisterende rigg kan også bli positiv påvirket ved bruk av utførelser av simulatormetoden og apparatet ifølge den foreliggende beskrivelse.
Med tilgang til utførelsene av den foreliggende beskrivelse, kan en riggkontraktor bruke simuleringer eller simuleringsdatautganger produsert ved simulatoren i kontaktforhandlinger med boreoperatører for å frembringe ytterligere informasjon når det gjelder tilpasningsnaturen av den spesielle rigg eller rigger. En vektstangeffekt som frembringes ved simuleringen skulle også gi kontraktøren en mulighet til å forhandle frem bedre finansielle betingelser for leie av den spesielle rigg eller rigger.
Valg av borefluid og økonomiske virkninger: Ifølge en annen utførelse tar simulatoren i betraktning egenskaper av borefluidet som skal brukes i en boreprosess, i forhold til formasjonene som skal bores. En slik evne tillater simulatorutgangen å bli brukt for å ta avgjørelser om borefluidets økonomi, borefluidets valg og ytterligere hydrauliske parametere som skal brukes i en gitt boreprosess.
Boreparameteranbefalinger: Hvis en operatør bestemmer under utviklingen av en borekampanje at borekostnadene er uakseptabelt høye, er det en sannsynlighet for at den vil bli tatt for å redusere borekostnadene. En grunntilnærming for å redusere borekostnader, (så vel som å redusere de totale kostnader) er å forbedre boreeffektiviteten.
Ifølge en annen utførelse av den foreliggende beskrivelse, vil simulatoren iterativt modellere boreeffektiviteter. Det vil si, simulatoren frembringer muligheter for forbedret boreeffektivitet. Det vil si simulatoren frembringer muligheter for at forbedret boreeffektivitet kan bli iterativt modulert, og analyserer bruken av forskjellige sett av boreparameteres innganger og borkronemodeller. Den beste måte å frembringe reduksjon av borekostnader kan så bli identifisert og implementert uten pågående kostnader eller "feltprøver" for å forsøke, enten vellykket eller ikke, å redusere borekostnadene.
Tid til de første økonomiske produksjonsevalueringer: Operatører bruker bestemmelser av tid til første økonomisk hydrokarbonproduksjon til å hjelpe dem med å bestemme en nettoverdi på et utviklingsprospekt. En utgang av simulatoren ifølge den foreliggende utførelse frembringer en mer nøyaktig beregning av boretid enn tidligere beregningsmetoder. Den større nøyaktighet som frembringes av simulatoren ifølge den foreliggende utførelse tillater en operatør å generere en bedre bestemmelse når det gjelder hva en virkelig tid vil være til den første økonomiske hydrokarbon produksjon.
Boreøkonomier i felt: Feltboring blir utført for å oppnå ytterligere produksjon fra felter som tidligere har vært produserende. På grunn av at feltet har hatt tidligere boring, antar man generelt at boretidene for feltboring vil generelt være nær den tidligere boring. En simulering ifølge den foreliggende utførelse kan utføres for enten å verifisere den typiske antakelse, eller iterativt å forbedre den simulerte tilstand, verdifulle boreeffektiviteter til eller tidlig i begynnelsen av i felt boring.
Leie- og borekostnadsevalueringer: Nasjoner tilbyr fra tid til annen leide mineralrettigheter til eiendommer for hydrokarbonutnyttelse. Operatører evaluerer egenskapene basert på seismiske analyser for å bestemme om egenskapene er av interesse, og for å utvikle en tilbudspris som operatøren vil tilby for en tilsvarende leie eller leier. Operatøren kan også tilby leierettigheter, som de allerede har til andre fra tid til annen. Ved bruk av simulatorutførelsene ifølge den foreliggende beskrivelse, kan et mer nøyaktig estimat av sannsynlige kostnader for en gitt leie bli utført. Følgelig, hjelper foreliggende utførelser en operatør til å bestemme en passende tilbudspris for å tilby for en gitt leie eller leier.
Skjønt bare noen få eksempelutførelser av denne oppfinnelsen er beskrevet i detalj ovenfor, vil fagfolk i teknikken lett kunne forstå at mange modifikasjoner er mulige i eksempelutførelsene uten materielt å avvike fra de nye opplysninger og fordeler med denne oppfinnelsen. Følgelig, er slike modifikasjoner ment å bli inkludert i omfanget av oppfinnelsen som definert i kravene. I kravene, er middel-pluss-funksjonen klausuler ment å dekke strukturene beskrevet her som å utføre den beskrevne funksjon, og ikke bare strukturelle ekvivalenter, men også ekvivalente strukturer.

Claims (2)

1. Iterativ boresimuleringsmetode for iterativ boresimulering for å velge boreriggsystem-karakteristikker til bruk ved boring i en undergrunnsformasjon,karakterisert vedat den omfatter å oppnå karakteristikker av en steinkolonne i en formasjon som skal bores, hvor karakteristikkene av steinkolonnen (54a) omfatter minst én av de følgende valgt fra gruppen bestående av litologi (58), steinstyrke (58) og skiferplastisitet (58), hvor en respektiv karakteristikk er utledet fra loggdata (64) og respektiv litologimodell, steinstyrkemodell og skiferplastisitetsmodell, og videre hvor loggdataene omfatter minst én av de følgende valgt fra gruppen bestående av brønnlogger, slamlogger, kjernedata, og borkrone opptegnelser, å spesifisere karakteristikker av minst ett boreriggsystem (60), hvor karakteristikkene av det minst ett boreriggsystem omfatter minst én av de følgende, bestående av rigginnganger (192), borestreng og bunnhullenhetsinnganger (194), borkroneinnganger (196) og hydrauliske egenskaper (198), hvor rigginngangene omfatter operasjonsbegrensninger, riggkostnader, maksimum vekt på borkronen, toppdrivdreiemoment, bordrivdreiemoment, toppdriv minimum rpm, bordriv minimum rpm, toppdriv maksimum rpm, bordriv maksimum rpm, pumpe maksimum GPM, og standrør maksimum PSI, hvor borestrengen og bunnhullenheten (BHA)-karakteristikker omfatter minst én av de følgende, valgt fra gruppen bestående av motor rpm, turbin rpm, motordreiemoment, turbindreiemoment, roterende styrbart system, PSI-tap gjennom BHA, PSI-strengtap, streng dreiemoment, streng drag og borestrengøkonomi, hvor borkroneinngangene omfatter minst én av de følgende valgt fra gruppen bestående av borkrone type, borkrone diameter, borkrone skjæringsstruktur 3D modell, borkrone arbeidsrating, borkrone slitasjerating, borkrone skrotåpningsareal, borkrone TFA (total flytareal), og borkrone trykkfall, og hvor de hydrauliske egenskaper omfatter minst én av de følgende, valgt fra gruppen bestående av olje, syntetisk, vann, vekt PPG (pund pr. gallon), ettergivningspunkt, plastisk viskositet, ringviskositet, vanntap, tapt sirkulasjon, ECD (ekvivalent sirkulerende densitet), dybde inn, dybde ut, maksimum ROP og fluidkostnader, iterativ simulering av boringen av et brønnhull i formasjonen og produsering av en økonomievalueringsfaktor for hver gjentakelse av boringssimuleringen, hvor hver gjentakelse av boringssimuleringen er en funksjon av steinkolonnen og karakteristikkene av minst ett boreriggsystem i henhold til en foreskreven boresystemmodell, hvor boresimuleringsmodellen (180) omfatter minst én av de følgende, valgt fra gruppen bestående av mekanisk effektivitetsmodell, borkrone slitasjemodell, hullrengjøringseffektivitetsmodell, inntrengningsratemodell og boreøkonomimodell, og generering av en anbefalingspakke for boreriggsystemskarakteristikker for bruk i en virkelig boring av et brønnhull i formasjonen som en funksjon av økonomievalueringsfaktorene.
2. Iterativ boresimuleringssystem for iterativ boresimulering for å velge boreriggsystem-karakteristikker til bruk ved boring i en undergrunnsformasjon,karakterisert vedat det omfatter første inngang for å oppnå karakteristikker av en steinkolonne i en formasjon som skal bores, hvor karakteristikkene for steinkolonnen omfatter minst én av de følgende, valgt fra gruppen bestående av litologi, steinstyrke og skiferplastisitet (58), hvor en respektiv karakteristikk kan utledes fra loggdata (64) og en respektiv litologimodell, steinstyrkemodell og skiferplastisitetsmodell, annen utgang for å spesifisere karakteristikker for minst ett boreriggsystem, hvor karakteristikkene av det minst ene boreriggsystem (180) omfatter minst én av de følgende, valgt fra gruppen bestående av rigginnganger (192), borestreng- og bunnhullenhetsinnganger (194), borkroneinnganger (196) og hydrauliske egenskaper (198), hvor rigginngangene omfatter minst én av de følgende, valgt fra gruppen bestående av operasjonsbegrensninger, riggkostnader, maksimum vekt på kronen, toppdriv dreiemoment, bordriv dreiemoment, toppdriv minimum rpm, bordriv minimum rpm, toppdriv maksimum rpm, bordriv maksimum rpm, pumpe maksimum GPM og standrør maksimum PSI, hvor borestreng-og bunnhullenhetskarakteristikkene omfatter minst én av de følgende, valgt fra gruppen bestående av motor rpm, turbin rpm, motor dreiemoment, turbin dreiemoment, roterende styrbart system, PSI-tap gjennom BHA, PSI-streng tap, streng dreiemoment, streng drag og borestreng økonomi, hvor borkroneinngangene omfatter minst én av de følgende, valgt fra gruppen bestående av borkrone type, borkrone diameter, borkrone skjæringsstruktur 3D modell, borkrone arbeidsrating, borkrone slitasjerating, borkrone skrapåpning areal, borkrone TFA (total strømningsareal) og borkrone trykkfall, hvor de hydrauliske egenskaper omfatter minst én av de følgende, valgt fra gruppen bestående av olje, syntetisk, vann, vekt PPG (pund pr. gallon), ettergivningspunkt, plastisk viskositet, ringviskositet, vanntap, tap sirkulasjon, ECD (ekvivalent sirkulerings densitet), dybde inn, dybde ut, maksimum ROP og fluidkostnad, og en simulator for iterativ simulering av boringen av et brønnhull i formasjonen og å produsere en økonomievalueringsfaktor for hver gjentakelse av boresimuleringen, hvor hver gjentakelse av boresimuleringen er en funksjon av steinkolonnen og karakteristikkene for minst ett boreriggsystem ifølge en boresimuleringsmodell, hvor boresimuleringsmodellen omfatter minst én av de følgende, valgt fra gruppen bestående av mekanisk effektivitetsmodell, borkrone slitasjemodell, hullrengjøringseffektivitetsmodell, gjennomtreningsratemodell og boreøkonomimodell, hvor den nevnte simulator videre for generere en anbefalingspakke for boreriggsystemskarakteristikker for bruk i en virkelig boring av brønn i formasjonen som en funksjon av økonomievalueringsfaktorene.
NO20021513A 2001-03-28 2002-03-26 Iterativ boresimuleringsmetode og system for iterativ boresimulering for a velge boreriggsystem-karakteristikker til bruk ved boring i en undergrunnsformasjon NO333726B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/820,242 US6612382B2 (en) 1996-03-25 2001-03-28 Iterative drilling simulation process for enhanced economic decision making

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO20021513D0 NO20021513D0 (no) 2002-03-26
NO20021513L NO20021513L (no) 2002-09-30
NO333726B1 true NO333726B1 (no) 2013-09-02

Family

ID=25230283

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20021513A NO333726B1 (no) 2001-03-28 2002-03-26 Iterativ boresimuleringsmetode og system for iterativ boresimulering for a velge boreriggsystem-karakteristikker til bruk ved boring i en undergrunnsformasjon
NO20131030A NO20131030L (no) 2001-03-28 2013-07-24 Prosess for simulering av boring for å frembringe økonomisk beslutningsgrunnlag

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20131030A NO20131030L (no) 2001-03-28 2013-07-24 Prosess for simulering av boring for å frembringe økonomisk beslutningsgrunnlag

Country Status (7)

Country Link
US (3) US6612382B2 (no)
BR (1) BR0200873A (no)
CA (1) CA2369669C (no)
FR (2) FR2823581B1 (no)
GB (1) GB2378017B (no)
NL (3) NL1020253C2 (no)
NO (2) NO333726B1 (no)

Families Citing this family (197)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7032689B2 (en) * 1996-03-25 2006-04-25 Halliburton Energy Services, Inc. Method and system for predicting performance of a drilling system of a given formation
US5794720A (en) * 1996-03-25 1998-08-18 Dresser Industries, Inc. Method of assaying downhole occurrences and conditions
US6612382B2 (en) * 1996-03-25 2003-09-02 Halliburton Energy Services, Inc. Iterative drilling simulation process for enhanced economic decision making
US7251590B2 (en) * 2000-03-13 2007-07-31 Smith International, Inc. Dynamic vibrational control
US7464013B2 (en) * 2000-03-13 2008-12-09 Smith International, Inc. Dynamically balanced cutting tool system
US7693695B2 (en) * 2000-03-13 2010-04-06 Smith International, Inc. Methods for modeling, displaying, designing, and optimizing fixed cutter bits
US20050273304A1 (en) * 2000-03-13 2005-12-08 Smith International, Inc. Methods for evaluating and improving drilling operations
US6785641B1 (en) * 2000-10-11 2004-08-31 Smith International, Inc. Simulating the dynamic response of a drilling tool assembly and its application to drilling tool assembly design optimization and drilling performance optimization
CA2340547C (en) * 2000-03-13 2005-12-13 Smith International, Inc. Method for simulating drilling of roller cone bits and its application to roller cone bit design and performance
US9482055B2 (en) * 2000-10-11 2016-11-01 Smith International, Inc. Methods for modeling, designing, and optimizing the performance of drilling tool assemblies
US7020597B2 (en) 2000-10-11 2006-03-28 Smith International, Inc. Methods for evaluating and improving drilling operations
US8589124B2 (en) * 2000-08-09 2013-11-19 Smith International, Inc. Methods for modeling wear of fixed cutter bits and for designing and optimizing fixed cutter bits
US6527068B1 (en) * 2000-08-16 2003-03-04 Smith International, Inc. Roller cone drill bit having non-axisymmetric cutting elements oriented to optimize drilling performance
US7284623B2 (en) * 2001-08-01 2007-10-23 Smith International, Inc. Method of drilling a bore hole
US7027968B2 (en) * 2002-01-18 2006-04-11 Conocophillips Company Method for simulating subsea mudlift drilling and well control operations
DE10225274A1 (de) * 2002-06-07 2003-12-18 Hilti Ag Verfahren und System zur Bereitstellung einer Entscheidungshilfe für Anwender für die Auswahl von, in einer Baustoffregion anzuwendenden Bohr- und/oder Schneidelementen
US7334222B2 (en) * 2002-09-11 2008-02-19 International Business Machines Corporation Methods and apparatus for dependency-based impact simulation and vulnerability analysis
US6675101B1 (en) 2002-11-14 2004-01-06 Schlumberger Technology Corporation Method and system for supplying well log data to a customer
US7026950B2 (en) * 2003-03-12 2006-04-11 Varco I/P, Inc. Motor pulse controller
US8185365B2 (en) * 2003-03-26 2012-05-22 Smith International, Inc. Radial force distributions in rock bits
US7835893B2 (en) * 2003-04-30 2010-11-16 Landmark Graphics Corporation Method and system for scenario and case decision management
US6760665B1 (en) * 2003-05-21 2004-07-06 Schlumberger Technology Corporation Data central for manipulation and adjustment of down hole and surface well site recordings
FR2855633B1 (fr) * 2003-06-02 2008-02-08 Inst Francais Du Petrole Methode d'aide a la prise de decision pour la gestion d'un gisement petrolier en presence de parametres techniques et economiques incertains
WO2005008022A1 (en) * 2003-07-09 2005-01-27 Smith International, Inc. Methods for modeling, displaying, designing, and optimizing fixed cutter bits
CA2492422C (en) * 2004-01-13 2008-11-04 Weatherford/Lamb, Inc. A system for evaluating over and underbalanced drilling operations
US7434632B2 (en) * 2004-03-02 2008-10-14 Halliburton Energy Services, Inc. Roller cone drill bits with enhanced drilling stability and extended life of associated bearings and seals
US7258175B2 (en) * 2004-03-17 2007-08-21 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus and program storage device adapted for automatic drill bit selection based on earth properties and wellbore geometry
US7546884B2 (en) * 2004-03-17 2009-06-16 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus and program storage device adapted for automatic drill string design based on wellbore geometry and trajectory requirements
US7548873B2 (en) * 2004-03-17 2009-06-16 Schlumberger Technology Corporation Method system and program storage device for automatically calculating and displaying time and cost data in a well planning system using a Monte Carlo simulation software
US7630914B2 (en) * 2004-03-17 2009-12-08 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus and program storage device adapted for visualization of qualitative and quantitative risk assessment based on technical wellbore design and earth properties
US7653563B2 (en) * 2004-03-17 2010-01-26 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus and program storage device adapted for automatic qualitative and quantitative risk assessment based on technical wellbore design and earth properties
GB2413403B (en) * 2004-04-19 2008-01-09 Halliburton Energy Serv Inc Field synthesis system and method for optimizing drilling operations
EP1745612A4 (en) * 2004-05-11 2011-03-16 Trimble Planning Solutions Pty Ltd WEGANALYSESYSTEM
GB2417966A (en) 2004-08-16 2006-03-15 Halliburton Energy Serv Inc Roller cone drill bits with optimized bearing structure
US7636671B2 (en) * 2004-08-30 2009-12-22 Halliburton Energy Services, Inc. Determining, pricing, and/or providing well servicing treatments and data processing systems therefor
GB0419588D0 (en) * 2004-09-03 2004-10-06 Virtual Well Engineer Ltd "Design and control of oil well formation"
US20060076163A1 (en) * 2004-10-12 2006-04-13 Smith International, Inc. Flow allocation in drill bits
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
US7831419B2 (en) * 2005-01-24 2010-11-09 Smith International, Inc. PDC drill bit with cutter design optimized with dynamic centerline analysis having an angular separation in imbalance forces of 180 degrees for maximum time
US7142986B2 (en) * 2005-02-01 2006-11-28 Smith International, Inc. System for optimizing drilling in real time
US7954559B2 (en) * 2005-04-06 2011-06-07 Smith International, Inc. Method for optimizing the location of a secondary cutting structure component in a drill string
US8209202B2 (en) 2005-04-29 2012-06-26 Landmark Graphics Corporation Analysis of multiple assets in view of uncertainties
US7860693B2 (en) 2005-08-08 2010-12-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for designing and/or selecting drilling equipment using predictions of rotary drill bit walk
GB2443125B (en) 2005-08-08 2012-02-08 Halliburton Energy Serv Inc Computer-implemented methods to design a rotary drill bit with a desired bit walk rate
US7599940B2 (en) * 2005-10-25 2009-10-06 Ods-Petrodata, Inc. System for acquiring rights to lease an offshore support vessel
US7603364B2 (en) * 2005-10-25 2009-10-13 Ods-Petrodata, Inc. System for acquiring rights to lease a floating production system
US7603295B2 (en) * 2005-10-25 2009-10-13 Ods-Petrodata, Inc. Method for acquiring rights to lease a drilling rig
US7599943B2 (en) * 2005-10-25 2009-10-06 Ods-Petrodata, Inc. System for acquiring rights to lease a drilling rig
US8065238B2 (en) * 2005-12-02 2011-11-22 Lincoln Global, Inc. Performing robust cost analysis of a gas laser application
US20070185696A1 (en) * 2006-02-06 2007-08-09 Smith International, Inc. Method of real-time drilling simulation
US7599797B2 (en) * 2006-02-09 2009-10-06 Schlumberger Technology Corporation Method of mitigating risk of well collision in a field
US8812334B2 (en) 2006-02-27 2014-08-19 Schlumberger Technology Corporation Well planning system and method
US7650267B1 (en) 2006-03-31 2010-01-19 Rockwell Automation Technologies, Inc. Distribution of DES replications in a simulation
US20070272407A1 (en) * 2006-05-25 2007-11-29 Halliburton Energy Services, Inc. Method and system for development of naturally fractured formations
GB0613540D0 (en) * 2006-07-07 2006-08-16 Tauro Peter F Virtual reality holographic drilling (vr-hd)
US8670963B2 (en) * 2006-07-20 2014-03-11 Smith International, Inc. Method of selecting drill bits
US7778859B2 (en) * 2006-08-28 2010-08-17 Schlumberger Technology Corporation Method for economic valuation in seismic to simulation workflows
US7472022B2 (en) * 2006-08-31 2008-12-30 Schlumberger Technology Corporation Method and system for managing a drilling operation in a multicomponent particulate system
US9359882B2 (en) 2006-09-27 2016-06-07 Halliburton Energy Services, Inc. Monitor and control of directional drilling operations and simulations
CA2997840A1 (en) 2006-09-27 2008-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Monitor and control of directional drilling operations
US7857047B2 (en) * 2006-11-02 2010-12-28 Exxonmobil Upstream Research Company Method of drilling and producing hydrocarbons from subsurface formations
CN101600852B (zh) * 2006-12-07 2013-12-11 坎里格钻探技术有限公司 基于mse的自动化钻探设备和方法
US11725494B2 (en) 2006-12-07 2023-08-15 Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. Method and apparatus for automatically modifying a drilling path in response to a reversal of a predicted trend
US7823655B2 (en) * 2007-09-21 2010-11-02 Canrig Drilling Technology Ltd. Directional drilling control
US8672055B2 (en) * 2006-12-07 2014-03-18 Canrig Drilling Technology Ltd. Automated directional drilling apparatus and methods
US8346695B2 (en) * 2007-03-29 2013-01-01 Schlumberger Technology Corporation System and method for multiple volume segmentation
US8285531B2 (en) * 2007-04-19 2012-10-09 Smith International, Inc. Neural net for use in drilling simulation
US20080314641A1 (en) * 2007-06-20 2008-12-25 Mcclard Kevin Directional Drilling System and Software Method
US20090076873A1 (en) * 2007-09-19 2009-03-19 General Electric Company Method and system to improve engineered system decisions and transfer risk
US7996327B2 (en) * 2007-09-28 2011-08-09 Diversey, Inc. Product efficiency calculator system and method
US20110161133A1 (en) * 2007-09-29 2011-06-30 Schlumberger Technology Corporation Planning and Performing Drilling Operations
US8121971B2 (en) * 2007-10-30 2012-02-21 Bp Corporation North America Inc. Intelligent drilling advisor
EP2222937B1 (en) * 2007-10-30 2014-12-31 BP Corporation North America Inc. An intelligent drilling advisor
WO2009075667A2 (en) * 2007-11-30 2009-06-18 Halliburton Energy Services Method and system for predicting performance of a drilling system having multiple cutting structures
AU2008338627B2 (en) 2007-12-14 2014-04-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems to predict rotary drill bit walk and to design rotary drill bits and other downhole tools
US7926588B2 (en) * 2007-12-17 2011-04-19 Terratek Inc. Optimizing drilling performance using a selected drilling fluid
US7802634B2 (en) * 2007-12-21 2010-09-28 Canrig Drilling Technology Ltd. Integrated quill position and toolface orientation display
US8099267B2 (en) * 2008-01-11 2012-01-17 Schlumberger Technology Corporation Input deck migrator for simulators
US20090198505A1 (en) * 2008-02-05 2009-08-06 Peter Gipps Interactive path planning with dynamic costing
US8803878B2 (en) * 2008-03-28 2014-08-12 Schlumberger Technology Corporation Visualizing region growing in three dimensional voxel volumes
US8301383B2 (en) * 2008-06-02 2012-10-30 Schlumberger Technology Corporation Estimating in situ mechanical properties of sediments containing gas hydrates
US8862436B2 (en) * 2008-06-24 2014-10-14 Landmark Graphics Corporation Systems and methods for modeling wellbore trajectories
WO2010002975A1 (en) * 2008-07-01 2010-01-07 Services Petroliers Schlumberger Effective hydrocarbon reservoir exploration decision making
US20100078216A1 (en) * 2008-09-25 2010-04-01 Baker Hughes Incorporated Downhole vibration monitoring for reaming tools
EP2331904B1 (en) * 2008-10-03 2018-04-18 Halliburton Energy Services, Inc. Method and system for predicting performance of a drilling system
MY158618A (en) 2008-11-03 2016-10-31 Schlumberger Technology Bv Methods and apparatus for planning and dynamically updating sampling operations while drilling in a subterranean formation
US8510081B2 (en) * 2009-02-20 2013-08-13 Canrig Drilling Technology Ltd. Drilling scorecard
US8528663B2 (en) * 2008-12-19 2013-09-10 Canrig Drilling Technology Ltd. Apparatus and methods for guiding toolface orientation
GB2466812B (en) * 2009-01-08 2011-10-19 Schlumberger Holdings Drillstring dynamics
US8082104B2 (en) * 2009-01-23 2011-12-20 Varel International Ind., L.P. Method to determine rock properties from drilling logs
NO338750B1 (no) 2009-03-02 2016-10-17 Drilltronics Rig Systems As Fremgangsmåte og system for automatisert styring av boreprosess
US11157883B2 (en) * 2009-09-29 2021-10-26 The Boeing Company Step analysis process steps within a fleet performance optimization tool
CN101702273B (zh) * 2009-11-10 2011-08-17 成都盛特石油装备模拟技术开发有限公司 便携式钻井模拟系统
CN102741855B (zh) 2010-02-12 2016-10-26 埃克森美孚上游研究公司 用于将并行模拟模型分区的方法和系统
CN101761328B (zh) * 2010-03-03 2013-01-02 北京科技大学 一种地层地质界面仪器钻探感应识别系统
US9367564B2 (en) 2010-03-12 2016-06-14 Exxonmobil Upstream Research Company Dynamic grouping of domain objects via smart groups
US8365599B2 (en) 2010-04-06 2013-02-05 Varel Europe S.A.S. Acoustic emission toughness testing for PDC, PCBN, or other hard or superhard materials
US8397572B2 (en) 2010-04-06 2013-03-19 Varel Europe S.A.S. Acoustic emission toughness testing for PDC, PCBN, or other hard or superhard materials
US9086348B2 (en) 2010-04-06 2015-07-21 Varel Europe S.A.S. Downhole acoustic emission formation sampling
US8596124B2 (en) 2010-04-06 2013-12-03 Varel International Ind., L.P. Acoustic emission toughness testing having smaller noise ratio
US8322217B2 (en) 2010-04-06 2012-12-04 Varel Europe S.A.S. Acoustic emission toughness testing for PDC, PCBN, or other hard or superhard material inserts
US9297731B2 (en) 2010-04-06 2016-03-29 Varel Europe S.A.S Acoustic emission toughness testing for PDC, PCBN, or other hard or superhard material inserts
CN103262094B (zh) * 2010-06-18 2016-01-13 兰德马克绘图国际公司 用于井眼优化的系统和方法
US8332155B2 (en) 2010-09-13 2012-12-11 Chevron U.S.A. Inc. System and method for hydrocarbon gas pay zone characterization in a subterranean reservoir
CA2823017A1 (en) 2011-01-26 2012-08-02 Exxonmobil Upstream Research Company Method of reservoir compartment analysis using topological structure in 3d earth model
US20120272174A1 (en) * 2011-04-21 2012-10-25 National Oilwell Varco, L.P. System and method for drilling a borehole using streaming reference data
US8749549B2 (en) * 2011-06-10 2014-06-10 Schlumberger Technology Corporation Prospect assessment and play chance mapping tools
US8902221B2 (en) * 2011-06-10 2014-12-02 Schlumberger Technology Corporation Prospect assessment and play chance mapping tools
US10227857B2 (en) 2011-08-29 2019-03-12 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Modeling and simulation of complete drill strings
US9593567B2 (en) 2011-12-01 2017-03-14 National Oilwell Varco, L.P. Automated drilling system
US8596385B2 (en) 2011-12-22 2013-12-03 Hunt Advanced Drilling Technologies, L.L.C. System and method for determining incremental progression between survey points while drilling
US9297205B2 (en) 2011-12-22 2016-03-29 Hunt Advanced Drilling Technologies, LLC System and method for controlling a drilling path based on drift estimates
US11085283B2 (en) 2011-12-22 2021-08-10 Motive Drilling Technologies, Inc. System and method for surface steerable drilling using tactical tracking
US8210283B1 (en) * 2011-12-22 2012-07-03 Hunt Energy Enterprises, L.L.C. System and method for surface steerable drilling
US9404356B2 (en) 2011-12-22 2016-08-02 Motive Drilling Technologies, Inc. System and method for remotely controlled surface steerable drilling
US9157309B1 (en) 2011-12-22 2015-10-13 Hunt Advanced Drilling Technologies, LLC System and method for remotely controlled surface steerable drilling
CN102562052B (zh) * 2012-02-26 2016-02-03 中国石油天然气集团公司 密井网浅层套损危害体识别方法
WO2013148362A1 (en) 2012-03-27 2013-10-03 Exxonmobil Upstream Research Company Designing a drillstring
US9249059B2 (en) 2012-04-05 2016-02-02 Varel International Ind., L.P. High temperature high heating rate treatment of PDC cutters
US9982532B2 (en) 2012-05-09 2018-05-29 Hunt Energy Enterprises, L.L.C. System and method for controlling linear movement using a tapered MR valve
US9057258B2 (en) 2012-05-09 2015-06-16 Hunt Advanced Drilling Technologies, LLC System and method for using controlled vibrations for borehole communications
US8517093B1 (en) 2012-05-09 2013-08-27 Hunt Advanced Drilling Technologies, L.L.C. System and method for drilling hammer communication, formation evaluation and drilling optimization
US9465140B2 (en) 2012-06-22 2016-10-11 Exxonmobil Upstream Research Company Petrophysical method for predicting shear strength anisotropy in fine-grained rock formations
WO2014005188A1 (en) 2012-07-06 2014-01-09 Technological Resources Pty Ltd A method of, and a system for, drilling to a position relative to a geological boundary
US9411071B2 (en) 2012-08-31 2016-08-09 Exxonmobil Upstream Research Company Method of estimating rock mechanical properties
US9309747B2 (en) * 2012-09-14 2016-04-12 Baker Hughes Incorporated System and method for generating profile-based alerts/alarms
US9022140B2 (en) 2012-10-31 2015-05-05 Resource Energy Solutions Inc. Methods and systems for improved drilling operations using real-time and historical drilling data
US9290995B2 (en) 2012-12-07 2016-03-22 Canrig Drilling Technology Ltd. Drill string oscillation methods
US20140214476A1 (en) * 2013-01-31 2014-07-31 Halliburton Energy Services, Inc. Data initialization for a subterranean operation
US20140297235A1 (en) * 2013-01-31 2014-10-02 Betazi, Llc Production analysis and/or forecasting methods, apparatus, and systems
WO2014200685A2 (en) 2013-06-10 2014-12-18 Exxonmobil Upstream Research Company Interactively planning a well site
EP2816194A1 (de) * 2013-06-19 2014-12-24 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur Durchführung eines Tiefbohrvorgangs
US10920576B2 (en) 2013-06-24 2021-02-16 Motive Drilling Technologies, Inc. System and method for determining BHA position during lateral drilling
US8818729B1 (en) 2013-06-24 2014-08-26 Hunt Advanced Drilling Technologies, LLC System and method for formation detection and evaluation
US8996396B2 (en) 2013-06-26 2015-03-31 Hunt Advanced Drilling Technologies, LLC System and method for defining a drilling path based on cost
US10180045B2 (en) 2013-09-06 2019-01-15 Smith International, Inc. System and method of selecting a drill bit and modifying a drill bit design
US9864098B2 (en) 2013-09-30 2018-01-09 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of interactive drill center and well planning evaluation and optimization
CA2923722C (en) 2013-10-08 2016-11-22 Landmark Graphics Corporation Predefining elements of a cemented wellbore
WO2015053876A1 (en) 2013-10-08 2015-04-16 Exxonmobil Upstream Research Company Automatic dip picking from wellbore azimuthal image logs
AU2013403373B2 (en) * 2013-10-21 2016-12-01 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling automation using stochastic optimal control
US20150185363A1 (en) * 2013-12-26 2015-07-02 Baker Hughes Incorporated Data visualization in borehole systems
US9556728B2 (en) 2014-01-13 2017-01-31 Varel Europe S.A.S. Methods and systems of analyzing wellbore drilling operations
RU2016125471A (ru) * 2014-01-30 2018-03-02 Лэндмарк Графикс Корпорейшн Модуль управления диапазонами глубин для анализа работы колонны бурильных труб
MX2016008720A (es) * 2014-01-30 2016-09-06 Landmark Graphics Corp Leyenda de agrupamiento inteligente.
MX2016011021A (es) 2014-02-24 2016-10-26 Landmark Graphics Corp Modelado total de recursos con modelos de recursos integrados y modelos de recursos persistentes.
US10062044B2 (en) * 2014-04-12 2018-08-28 Schlumberger Technology Corporation Method and system for prioritizing and allocating well operating tasks
US9428961B2 (en) 2014-06-25 2016-08-30 Motive Drilling Technologies, Inc. Surface steerable drilling system for use with rotary steerable system
US11106185B2 (en) 2014-06-25 2021-08-31 Motive Drilling Technologies, Inc. System and method for surface steerable drilling to provide formation mechanical analysis
CA2959497C (en) 2014-08-28 2022-11-22 Schlumberger Canada Limited Method and system for directional drilling
CA2956139C (en) * 2014-08-29 2021-10-19 Landmark Graphics Corporation Directional driller quality reporting system and method
AU2015327808B2 (en) * 2014-10-02 2018-11-08 Motive Drilling Technologies, Inc. Surface steerable drilling system for use with rotary steerable system
US9890633B2 (en) 2014-10-20 2018-02-13 Hunt Energy Enterprises, Llc System and method for dual telemetry acoustic noise reduction
US10920536B2 (en) * 2014-11-04 2021-02-16 Schlumberger Technology Corporation Methods and systems for designing drilling systems
WO2016081001A1 (en) 2014-11-20 2016-05-26 Halliburton Energy Services, Inc. Earth formation crushing model
US10094209B2 (en) 2014-11-26 2018-10-09 Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. Drill pipe oscillation regime for slide drilling
CN104933922B (zh) * 2015-01-22 2018-01-12 中国石油技术开发公司 一种钻机安装模拟系统
US9784035B2 (en) 2015-02-17 2017-10-10 Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. Drill pipe oscillation regime and torque controller for slide drilling
CN104806226B (zh) * 2015-04-30 2018-08-17 北京四利通控制技术股份有限公司 智能钻井专家系统
US11016466B2 (en) 2015-05-11 2021-05-25 Schlumberger Technology Corporation Method of designing and optimizing fixed cutter drill bits using dynamic cutter velocity, displacement, forces and work
US10920538B2 (en) 2015-08-07 2021-02-16 Schlumberger Technology Corporation Method integrating fracture and reservoir operations into geomechanical operations of a wellsite
WO2017027433A1 (en) 2015-08-07 2017-02-16 Schlumberger Technology Corporation Method of performing integrated fracture and reservoir operations for multiple wellbores at a wellsite
US11578568B2 (en) * 2015-08-07 2023-02-14 Schlumberger Technology Corporation Well management on cloud computing system
US10215001B1 (en) 2015-09-28 2019-02-26 Hongfeng Bi High pressure high temperature drilling simulator
CA2915802A1 (en) * 2015-12-18 2017-06-18 Objectivity.Ca Explorative sampling of natural mineral resource deposits
US10482202B2 (en) 2016-06-30 2019-11-19 The Procter & Gamble Company Method for modeling a manufacturing process for a product
WO2018009728A1 (en) * 2016-07-07 2018-01-11 National Oilwell Varco Norway As Systems and methods for managing fluid pressure in a borehole during drilling operations
US11933158B2 (en) 2016-09-02 2024-03-19 Motive Drilling Technologies, Inc. System and method for mag ranging drilling control
EA038033B1 (ru) * 2016-12-07 2021-06-25 Сейфкик Америкас Ллс Автоматизированное бурение на основе модели
US10378282B2 (en) 2017-03-10 2019-08-13 Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. Dynamic friction drill string oscillation systems and methods
US10875209B2 (en) 2017-06-19 2020-12-29 Nuwave Industries Inc. Waterjet cutting tool
TWI626622B (zh) * 2017-07-04 2018-06-11 System and method for stereoscopic imaging of underground rock formation characteristics
US10968730B2 (en) * 2017-07-25 2021-04-06 Exxonmobil Upstream Research Company Method of optimizing drilling ramp-up
US10502043B2 (en) * 2017-07-26 2019-12-10 Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. Methods and devices to perform offset surveys
CN107288562B (zh) * 2017-07-26 2019-04-19 武汉轻工大学 气举反循环清孔试验模拟装置
US10830033B2 (en) 2017-08-10 2020-11-10 Motive Drilling Technologies, Inc. Apparatus and methods for uninterrupted drilling
CA3071027A1 (en) 2017-08-10 2019-02-14 Motive Drilling Technologies, Inc. Apparatus and methods for automated slide drilling
WO2019036122A1 (en) 2017-08-14 2019-02-21 Exxonmobil Upstream Research Company METHODS OF DRILLING A WELLBORE IN A SUBTERRANEAN AREA AND DRILLING CONTROL SYSTEMS THAT IMPLEMENT THE METHODS
US20190138970A1 (en) * 2017-11-07 2019-05-09 General Electric Company Contextual digital twin
CN109812236B (zh) * 2017-11-22 2021-01-29 中国石油化工股份有限公司 一种确定异形井眼中的井眼清洁效果的方法
US10570707B2 (en) * 2017-12-21 2020-02-25 Exebenus AS Method and system for archiving a plurality of individual data files from an oil well in an indexed manner
EP3740643A4 (en) 2018-01-19 2021-10-20 Motive Drilling Technologies, Inc. SYSTEM AND METHOD FOR ANALYSIS AND CONTROL OF DRILLING SLUDGE AND ADDITIVES
US11346215B2 (en) 2018-01-23 2022-05-31 Baker Hughes Holdings Llc Methods of evaluating drilling performance, methods of improving drilling performance, and related systems for drilling using such methods
US11098573B2 (en) * 2018-03-13 2021-08-24 Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. Systems and methods for estimating drill bit rotational velocity using top drive torque and rotational velocity
US10845354B2 (en) 2018-05-21 2020-11-24 Newpark Drilling Fluids Llc System for simulating in situ downhole drilling conditions and testing of core samples
WO2020046512A1 (en) * 2018-08-31 2020-03-05 Halliburton Energy Services, Inc. Autonomous directional drilling directional tendency estimation
US10808517B2 (en) 2018-12-17 2020-10-20 Baker Hughes Holdings Llc Earth-boring systems and methods for controlling earth-boring systems
RU2697988C1 (ru) * 2019-01-29 2019-08-21 Общество с ограниченной ответственностью "ВНИИБТ-Буровой инструмент" (ООО "ВНИИБТ-Буровой инструмент") Способ и система для автоматизированного управления бурением скважины
WO2020167349A1 (en) * 2019-02-12 2020-08-20 Helmerich & Payne Technologies, Llc Systems and methods of iterative well planning for optimized results
US11466556B2 (en) 2019-05-17 2022-10-11 Helmerich & Payne, Inc. Stall detection and recovery for mud motors
AU2020277968A1 (en) 2019-05-21 2021-12-16 Geoquest Systems B.V. Drilling control
US11663542B2 (en) * 2019-11-07 2023-05-30 Clay Rankin Electronic knowledge creation and management visual transformation tool
US11867054B2 (en) 2020-05-11 2024-01-09 Saudi Arabian Oil Company Systems and methods for estimating well parameters and drilling wells
US11521266B2 (en) * 2020-08-11 2022-12-06 Hitachi, Ltd. Supply and demand matching within an exchange market for anticipative demand from early signals
US20220145745A1 (en) * 2020-11-12 2022-05-12 Schlumberger Technology Corporation Multi-agent drilling decision system and method
US11753926B2 (en) * 2021-07-01 2023-09-12 Saudi Arabian Oil Company Method and system for predicting caliper log data for descaled wells
US11885212B2 (en) 2021-07-16 2024-01-30 Helmerich & Payne Technologies, Llc Apparatus and methods for controlling drilling

Family Cites Families (111)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US703289A (en) * 1900-04-30 1902-06-24 Moore Electrolytic Company Process of producing caustic.
US1209299A (en) 1914-12-30 1916-12-19 Sharp Hughes Tool Company Rotary boring-drill.
US1263802A (en) 1917-08-13 1918-04-23 Clarence Edw Reed Boring-drill.
US1394769A (en) 1920-05-18 1921-10-25 C E Reed Drill-head for oil-wells
US3593807A (en) 1969-12-11 1971-07-20 Frank J Klima Drilling apparatus
US3660649A (en) * 1970-09-28 1972-05-02 Tenneco Oil Co Apparatus and method for computing drilling costs
US3752966A (en) 1971-05-28 1973-08-14 Santa Fe Int Corp Drill bit utilization optimizer
US3761701A (en) * 1971-07-14 1973-09-25 Amoco Prod Co Drilling cost indicator
US4354233A (en) 1972-05-03 1982-10-12 Zhukovsky Alexei A Rotary drill automatic control system
DE2447935A1 (de) 1973-10-09 1975-04-17 Tampella Oy Ab Verfahren und vorrichtung zur steuerung eines gesteinsbohrers
US3972966A (en) * 1975-01-21 1976-08-03 Universal Oil Products Company Apparatus for producing pulsed liquid flow in a distillation column
US4056153A (en) * 1975-05-29 1977-11-01 Dresser Industries, Inc. Rotary rock bit with multiple row coverage for very hard formations
GB1515092A (en) * 1976-02-25 1978-06-21 Schlumberger Ltd Shaly sand evaluation by gamma ray spectrometry
US4064749A (en) 1976-11-11 1977-12-27 Texaco Inc. Method and system for determining formation porosity
US4195699A (en) 1978-06-29 1980-04-01 United States Steel Corporation Drilling optimization searching and control method
SU1055863A1 (ru) 1978-09-06 1983-11-23 Предприятие П/Я М-5973 Способ управлени буровым агрегатом и устройство дл его осуществлени
AU554337B2 (en) * 1981-03-11 1986-08-14 Metalogic Control Ltd. Adaptive control of a dynamic system
EP0066255A1 (de) 1981-05-29 1982-12-08 Wankel GmbH Aussenachsiges Rotationskolbengebläse
FR2520882A1 (fr) * 1982-02-02 1983-08-05 Schlumberger Prospection Procede pour la production d'un enregistrement caracteristique notamment du facies des formations geologiques traversees par un sondage
DE3207012C2 (de) 1982-02-26 1984-08-30 Valentin V. Malachovka Moskovskaja oblast' Žilikov Verfahren zum Steuern des Bohrvorgangs beim Bohren in Gestein und Einrichtung zur Durchführung des Verfahrens
US4718011A (en) * 1982-11-01 1988-01-05 Western Atlas International, Inc. Well logging data acquisition, telemetry and control method and system
US4903527A (en) * 1984-01-26 1990-02-27 Schlumberger Technology Corp. Quantitative clay typing and lithological evaluation of subsurface formations
GB8411361D0 (en) 1984-05-03 1984-06-06 Schlumberger Cambridge Researc Assessment of drilling conditions
US4694686A (en) 1984-06-18 1987-09-22 Borg-Warner Corporation Cutting tool wear monitor
US4627276A (en) 1984-12-27 1986-12-09 Schlumberger Technology Corporation Method for measuring bit wear during drilling
US4794534A (en) * 1985-08-08 1988-12-27 Amoco Corporation Method of drilling a well utilizing predictive simulation with real time data
US4617825A (en) * 1985-09-12 1986-10-21 Halliburton Company Well logging analysis methods for use in complex lithology reservoirs
US4966950A (en) * 1986-01-29 1990-10-30 E. I. Du Pont De Nemours & Co. Oriented polymeric tape
US4733733A (en) 1986-02-11 1988-03-29 Nl Industries, Inc. Method of controlling the direction of a drill bit in a borehole
GB2188354B (en) * 1986-03-27 1989-11-22 Shell Int Research Rotary drill bit
US4793421A (en) 1986-04-08 1988-12-27 Becor Western Inc. Programmed automatic drill control
US4981037A (en) 1986-05-28 1991-01-01 Baroid Technology, Inc. Method for determining pore pressure and horizontal effective stress from overburden and effective vertical stresses
US4845628A (en) 1986-08-18 1989-07-04 Automated Decisions, Inc. Method for optimization of drilling costs
US4794535A (en) * 1986-08-18 1988-12-27 Automated Decisions, Inc. Method for determining economic drill bit utilization
US4916616A (en) * 1986-12-08 1990-04-10 Bp Exploration, Inc. Self-consistent log interpretation method
FR2611804B1 (fr) 1987-02-27 1989-06-16 Forex Neptune Sa Procede de controle des operations de forage d'un puits
FR2620819B1 (fr) 1987-09-17 1993-06-18 Inst Francais Du Petrole Methode de determination de l'usure d'un trepan en cours de forage
US4875530A (en) 1987-09-24 1989-10-24 Parker Technology, Inc. Automatic drilling system
US4914591A (en) 1988-03-25 1990-04-03 Amoco Corporation Method of determining rock compressive strength
US4876886A (en) * 1988-04-04 1989-10-31 Anadrill, Inc. Method for detecting drilling events from measurement while drilling sensors
GB2217012B (en) * 1988-04-05 1992-03-25 Forex Neptune Sa Method of determining drill bit wear
US4852399A (en) * 1988-07-13 1989-08-01 Anadrill, Inc. Method for determining drilling conditions while drilling
US5012674A (en) 1988-10-31 1991-05-07 Amoco Corporation Method of exploration for hydrocarbons
US5010789A (en) 1989-02-21 1991-04-30 Amoco Corporation Method of making imbalanced compensated drill bit
US5042596A (en) * 1989-02-21 1991-08-27 Amoco Corporation Imbalance compensated drill bit
CA1333282C (en) 1989-02-21 1994-11-29 J. Ford Brett Imbalance compensated drill bit
US5660239A (en) * 1989-08-31 1997-08-26 Union Oil Company Of California Drag analysis method
GB2241266A (en) 1990-02-27 1991-08-28 Dresser Ind Intersection solution method for drill bit design
GB9004952D0 (en) * 1990-03-06 1990-05-02 Univ Nottingham Drilling process and apparatus
US5239467A (en) * 1990-05-21 1993-08-24 Amoco Corporation Method for enhancing geophysical data by nonlinear compression of the dynamic range
GB9015433D0 (en) 1990-07-13 1990-08-29 Anadrill Int Sa Method of determining the drilling conditions associated with the drilling of a formation with a drag bit
US5216612A (en) * 1990-07-16 1993-06-01 R. J. Reynolds Tobacco Company Intelligent computer integrated maintenance system and method
US5205164A (en) * 1990-08-31 1993-04-27 Exxon Production Research Company Methods for determining in situ shale strengths, elastic properties, pore pressures, formation stresses, and drilling fluid parameters
FI88744C (fi) 1991-04-25 1993-06-28 Tamrock Oy Foerfarande och anordning foer reglering av bergborrning
US5334833A (en) * 1991-06-14 1994-08-02 Schlumberger Technology Corporation Sensitivity function technique for modeling nuclear tools
JPH0562011A (ja) * 1991-09-03 1993-03-12 Konica Corp 画像処理装置
DE69217816D1 (de) * 1991-10-21 1997-04-10 Schlumberger Technology Bv Verfahren und Gerät zum Feststellen und Quantifizieren von kohlwasserstoffenthaltende geschichtete Behälter in einer Verarbeitungsstation
US5369570A (en) * 1991-11-14 1994-11-29 Parad; Harvey A. Method and system for continuous integrated resource management
NO930044L (no) 1992-01-09 1993-07-12 Baker Hughes Inc Fremgangsmaate til vurdering av formasjoner og borkronetilstander
US5251286A (en) * 1992-03-16 1993-10-05 Texaco, Inc. Method for estimating formation permeability from wireline logs using neural networks
US5305836A (en) 1992-04-08 1994-04-26 Baroid Technology, Inc. System and method for controlling drill bit usage and well plan
US5416697A (en) * 1992-07-31 1995-05-16 Chevron Research And Technology Company Method for determining rock mechanical properties using electrical log data
US5282384A (en) 1992-10-05 1994-02-01 Baroid Technology, Inc. Method for calculating sedimentary rock pore pressure
CA2094313C (en) * 1993-04-19 1999-08-24 Bobbie Joe Bowden Automatic drilling system
US5330016A (en) 1993-05-07 1994-07-19 Barold Technology, Inc. Drill bit and other downhole tools having electro-negative surfaces and sacrificial anodes to reduce mud balling
US5442950A (en) 1993-10-18 1995-08-22 Saudi Arabian Oil Company Method and apparatus for determining properties of reservoir rock
US5456141A (en) * 1993-11-12 1995-10-10 Ho; Hwa-Shan Method and system of trajectory prediction and control using PDC bits
US5605198A (en) 1993-12-09 1997-02-25 Baker Hughes Incorporated Stress related placement of engineered superabrasive cutting elements on rotary drag bits
US5449047A (en) 1994-09-07 1995-09-12 Ingersoll-Rand Company Automatic control of drilling system
US5845258A (en) * 1995-06-16 1998-12-01 I2 Technologies, Inc. Strategy driven planning system and method of operation
US5539704A (en) * 1995-06-23 1996-07-23 Western Atlas International, Inc. Bayesian sequential Gaussian simulation of lithology with non-linear data
US6408953B1 (en) * 1996-03-25 2002-06-25 Halliburton Energy Services, Inc. Method and system for predicting performance of a drilling system for a given formation
US5794720A (en) 1996-03-25 1998-08-18 Dresser Industries, Inc. Method of assaying downhole occurrences and conditions
US5767399A (en) 1996-03-25 1998-06-16 Dresser Industries, Inc. Method of assaying compressive strength of rock
US6109368A (en) 1996-03-25 2000-08-29 Dresser Industries, Inc. Method and system for predicting performance of a drilling system for a given formation
US7032689B2 (en) * 1996-03-25 2006-04-25 Halliburton Energy Services, Inc. Method and system for predicting performance of a drilling system of a given formation
US5704436A (en) 1996-03-25 1998-01-06 Dresser Industries, Inc. Method of regulating drilling conditions applied to a well bit
US6612382B2 (en) * 1996-03-25 2003-09-02 Halliburton Energy Services, Inc. Iterative drilling simulation process for enhanced economic decision making
US5963910A (en) * 1996-09-20 1999-10-05 Ulwick; Anthony W. Computer based process for strategy evaluation and optimization based on customer desired outcomes and predictive metrics
CA2246466A1 (en) 1997-09-04 1999-03-04 Smith International, Inc. Cutter element with expanded crest geometry
US6026912A (en) 1998-04-02 2000-02-22 Noble Drilling Services, Inc. Method of and system for optimizing rate of penetration in drilling operations
US6155357A (en) 1997-09-23 2000-12-05 Noble Drilling Services, Inc. Method of and system for optimizing rate of penetration in drilling operations
US6044327A (en) * 1997-11-13 2000-03-28 Dresser Industries, Inc. Method for quantifying the lithologic composition of formations surrounding earth boreholes
US6233498B1 (en) 1998-03-05 2001-05-15 Noble Drilling Services, Inc. Method of and system for increasing drilling efficiency
US5965810A (en) 1998-05-01 1999-10-12 Baroid Technology, Inc. Method for determining sedimentary rock pore pressure caused by effective stress unloading
US6052649A (en) * 1998-05-18 2000-04-18 Dresser Industries, Inc. Method and apparatus for quantifying shale plasticity from well logs
AU5798399A (en) * 1998-08-31 2000-03-21 Halliburton Energy Services, Inc. Force-balanced roller-cone bits, systems, drilling methods, and design methods
EP1500781A3 (en) * 1998-08-31 2006-04-12 Halliburton Energy Services, Inc. Method of designing a roller cone bit
US6169967B1 (en) * 1998-09-04 2001-01-02 Dresser Industries, Inc. Cascade method and apparatus for providing engineered solutions for a well programming process
US6345673B1 (en) 1998-11-20 2002-02-12 Smith International, Inc. High offset bits with super-abrasive cutters
AU756936B2 (en) * 1999-01-13 2003-01-30 Kevin L. Alft Automated bore planning method and apparatus for horizontal directional drilling
US6276465B1 (en) 1999-02-24 2001-08-21 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for determining potential for drill bit performance
GB2332227B (en) * 1999-03-03 1999-11-10 Peter Richard Paul Cunningham Optimising well numbers in oil and gas fields
DE19946850A1 (de) * 1999-09-30 2001-04-05 Hella Kg Hueck & Co Lichttechnische Einrichtung für Fahrzeuge
GB2354852B (en) 1999-10-01 2001-11-28 Schlumberger Holdings Method for updating an earth model using measurements gathered during borehole construction
US6349595B1 (en) * 1999-10-04 2002-02-26 Smith International, Inc. Method for optimizing drill bit design parameters
US6879947B1 (en) * 1999-11-03 2005-04-12 Halliburton Energy Services, Inc. Method for optimizing the bit design for a well bore
US6785641B1 (en) * 2000-10-11 2004-08-31 Smith International, Inc. Simulating the dynamic response of a drilling tool assembly and its application to drilling tool assembly design optimization and drilling performance optimization
GB2370060B (en) 2000-03-13 2002-12-11 Smith International Method for simulating drilling of roller cone bits and its application to roller cone bit design and performance
US6516293B1 (en) * 2000-03-13 2003-02-04 Smith International, Inc. Method for simulating drilling of roller cone bits and its application to roller cone bit design and performance
CA2340547C (en) 2000-03-13 2005-12-13 Smith International, Inc. Method for simulating drilling of roller cone bits and its application to roller cone bit design and performance
US6612384B1 (en) 2000-06-08 2003-09-02 Smith International, Inc. Cutting structure for roller cone drill bits
US6637527B1 (en) 2000-06-08 2003-10-28 Smith International, Inc. Cutting structure for roller cone drill bits
US6601660B1 (en) 2000-06-08 2003-08-05 Smith International, Inc. Cutting structure for roller cone drill bits
GB2371321B (en) 2000-06-08 2002-12-11 Smith International Cutting structure for roller cone drill bits
US6424919B1 (en) 2000-06-26 2002-07-23 Smith International, Inc. Method for determining preferred drill bit design parameters and drilling parameters using a trained artificial neural network, and methods for training the artificial neural network
US6530441B1 (en) 2000-06-27 2003-03-11 Smith International, Inc. Cutting element geometry for roller cone drill bit
US6527068B1 (en) 2000-08-16 2003-03-04 Smith International, Inc. Roller cone drill bit having non-axisymmetric cutting elements oriented to optimize drilling performance
GB2396428B8 (en) * 2000-08-28 2005-03-19 Halliburton Energy Serv Inc Method and system for predicting performance of a drilling system for a given formation
CA2357921C (en) * 2000-09-29 2007-02-06 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for prediction control in drilling dynamics using neural networks
US7003439B2 (en) * 2001-01-30 2006-02-21 Schlumberger Technology Corporation Interactive method for real-time displaying, querying and forecasting drilling event and hazard information

Also Published As

Publication number Publication date
NO20021513D0 (no) 2002-03-26
US7085696B2 (en) 2006-08-01
NL1033703C (nl) 2010-04-22
US20010042642A1 (en) 2001-11-22
NL1025862A1 (nl) 2004-07-28
GB2378017A (en) 2003-01-29
CA2369669C (en) 2014-05-27
US6612382B2 (en) 2003-09-02
GB2378017B (en) 2005-03-16
NL1020253A1 (nl) 2002-10-03
BR0200873A (pt) 2003-12-02
NL1025862C2 (nl) 2007-05-02
US20040000430A1 (en) 2004-01-01
NL1033703A1 (nl) 2007-06-06
FR2930359A1 (fr) 2009-10-23
GB0206350D0 (en) 2002-05-01
FR2823581A1 (fr) 2002-10-18
NO20021513L (no) 2002-09-30
FR2823581B1 (fr) 2009-04-24
NO20131030L (no) 2002-09-30
US20050149306A1 (en) 2005-07-07
CA2369669A1 (en) 2002-09-28
NL1020253C2 (nl) 2004-04-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO333726B1 (no) Iterativ boresimuleringsmetode og system for iterativ boresimulering for a velge boreriggsystem-karakteristikker til bruk ved boring i en undergrunnsformasjon
US8949098B2 (en) Iterative drilling simulation process for enhanced economic decision making
CA3064241C (en) Methods and systems for improved drilling operations using real-time and historical drilling data
US9970266B2 (en) Methods and systems for improved drilling operations using real-time and historical drilling data
US8229880B2 (en) Evaluation of acid fracturing treatments in an oilfield
CA2826854C (en) Three-dimensional modeling of parameters for oilfield drilling
DK2539540T3 (en) System and method for optimizing the drilling speed
US20090234623A1 (en) Validating field data
NO333866B1 (no) Fremgangsmåte og programlagringsanordning for å generere og registrere en sekvens av borkroner valgt fra et antall borkronekandidater
CA2863796C (en) Modeling and analysis of hydraulic fracture propagation to surface from a casing shoe
MXPA06010578A (es) Metodo y aparato y dispositivo de almacenamiento de programa adaptado para la valoracion automatica del riesgo cualitativo y cuantitativo con base en el diseno tecnico de pozos y las propiedades terrestres.
US11091989B1 (en) Real-time parameter adjustment in wellbore drilling operations
Randeberg et al. Potentials for cost reduction for geothermal well construction in view of various drilling technologies and automation opportunities
Boukredera et al. Drilling vibrations diagnostic through drilling data analyses and visualization in real time application
NL2004563C2 (nl) Iteratieve boorsimulatie werkwijze voor een verbeterde economische besluitvorming.
Martinez et al. Improving Real-Time Drilling Optimization Applying Engineering Performance from Offset Wells
Drylie et al. Start to finish: Optimizing completions from the bit to the perforation cluster
Huseynov Experience based Technical Sidetrack
Ahmed Sheriff Nasser Real Time Rate Of Penetration, Prediction And Optimization During Drilling Operations

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees