NO339231B1 - Måling-under-boring-system og fremgangsmåte for å bestemme om en innstrømning har forekommet - Google Patents
Måling-under-boring-system og fremgangsmåte for å bestemme om en innstrømning har forekommet Download PDFInfo
- Publication number
- NO339231B1 NO339231B1 NO20141484A NO20141484A NO339231B1 NO 339231 B1 NO339231 B1 NO 339231B1 NO 20141484 A NO20141484 A NO 20141484A NO 20141484 A NO20141484 A NO 20141484A NO 339231 B1 NO339231 B1 NO 339231B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- processor
- drill string
- force
- measured
- expected
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 61
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 32
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 37
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 10
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims description 5
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 claims description 3
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 claims description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 claims 6
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 52
- 230000008859 change Effects 0.000 description 23
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 21
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 18
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 18
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 17
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 17
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 16
- 230000008569 process Effects 0.000 description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 15
- 238000000418 atomic force spectrum Methods 0.000 description 13
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 8
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 5
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 5
- 238000011112 process operation Methods 0.000 description 5
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 4
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 4
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 3
- 230000002730 additional effect Effects 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 3
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 2
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 2
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 238000005476 soldering Methods 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 238000012550 audit Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000007767 bonding agent Substances 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 238000009795 derivation Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 238000005552 hardfacing Methods 0.000 description 1
- 238000002513 implantation Methods 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 239000012212 insulator Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002343 natural gas well Substances 0.000 description 1
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 description 1
- 239000006187 pill Substances 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 239000004065 semiconductor Substances 0.000 description 1
- 230000011664 signaling Effects 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 230000036962 time dependent Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/01—Risers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
- E21B44/02—Automatic control of the tool feed
- E21B44/04—Automatic control of the tool feed in response to the torque of the drive ; Measuring drilling torque
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/028—Electrical or electro-magnetic connections
- E21B17/0283—Electrical or electro-magnetic connections characterised by the coupling being contactless, e.g. inductive
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/003—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings with electrically conducting or insulating means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/007—Measuring stresses in a pipe string or casing
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
- E21B47/07—Temperature
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V9/00—Prospecting or detecting by methods not provided for in groups G01V1/00 - G01V8/00
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F17/00—Digital computing or data processing equipment or methods, specially adapted for specific functions
- G06F17/40—Data acquisition and logging
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/028—Electrical or electro-magnetic connections
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Software Systems (AREA)
- Databases & Information Systems (AREA)
- Data Mining & Analysis (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- Mathematical Physics (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Force Measurement Appropriate To Specific Purposes (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Automatic Control Of Machine Tools (AREA)
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
- Treatment Of Fiber Materials (AREA)
- Testing Of Devices, Machine Parts, Or Other Structures Thereof (AREA)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
Description
Fremgangsmåte og måling-under-boring-system og for å bestemme om en innstrømning har forekommet
Krysshenvisning til relaterte applikasjoner
Denne applikasjonen gjør krav på prioritet overfor med samme eier, USA patentsøknad serienummer 60/550, 033, innlevert 4. mars 2004, med tittel «Multiple distribuerte sensorer langs et borerør» av Daniel Gleitman.
Bakgrunn for oppfinnelsen
Etter hvert som boring av oljebrønner blir stadig mer kompleks, øker viktigheten av å innsamle data fra borehullet under boringen.
Kort beskrivelse av tegningsfigurene
Figur 1 viser et system for prosessering av borehulldata.
Figur 2 illustrerer en del av et borerør med en påmontert sensor og et kommunikasjonsmiddel. Figur 3 illustrerer en del av et borerør med en kraftsensor i en sensor-modulholder. Figur 4 viser et snitt av nåleenden av et borerørledd med kraftsensor festet til leddet.
Figur 5 er et snitt av en nodesub med en kraftsensor.
Figur 6 viser et blokkskjema for en kraftsensor.
Figur 7 viser et blokkskjema av en borerør-tilkobling.
Figurene 8 og 9 illustrerer konnektorer for sensortilkoblinger og tilkoblinger for elektronikkmoduler. Figur 10 viser et blokkskjema av et system for detektering av minst én tilstand i borehullet.
Figur 11 illustrerer et borehull.
Figur 12 illustrerer grafer av et sett data for tensjon versus dybde i en borestreng. Figur 13 viser et blokkskjema av et system for detektering av minst én tilstand i borehullet. Figur 14 viser et blokkskjema av et system for identifisering, lokalisering og karakterisering av minst én tilstand i borehullet. Figurene 15 - 18 illustrerer tensjon versus dybde for sett av verdier i borestrengen.
Figurene 19—21 illustrerer dreiemoment versus dybde for sett av verdier.
Figur 22 illustrerer tensjon versus dybde for et målt sett av verdier i borestrengen. Figurene 23 - 24 viser blokkskjemaer av systemer for ekstra tiltak basert på detekterte tilstander. Figur 25 viser et blokkskjema av et system for modifisering av et ventet sett verdier.
Detaljert beskrivelse
Den foreliggende oppfinnelse vedrører ei et første aspekt en fremgangsmåte for å analysere én eller flere egenskaper i borehull, omfattende mottak av et antall kraftmålinger, valgt fra gruppen bestående av kraftmålinger, trykkmålinger, akselerasjonsmålinger og temperaturmålinger, hvori hver av målingene tilsvarer en posisjon langs en borestreng, idet borestrengen omfatter et borerør, og der minst én kraftmåling svarer til en posisjon langs borerøret, og bestemme om en innstrømning har forekommet, basert i det minste delvis på antallet målinger.
Den forliggende oppfinnelse vedrører i et andre aspekt et måling-under-boring-system omfattende et antall sensorer for å måle et antall målinger valgt fra gruppen bestående av krefter, trykk, akselerasjoner og temperaturer, der sensorene er lokalisert langs et borestreng, hvori minst én sensor er lokalisert langs et borerør,
en prosessor, og et minne, idet minnet inkluderer ekskverbare instruksjoner som, når de utføres, får prosessoren til å bestemme om en innstrømning har forekommet,
basert, i det minste delvis, på antallet målinger, og hvori minst én av antallet målinger er koblet til prosessoren.
Ytterligere utførelsesformer av fremgangsmåten og måling-under-boring-systemet i henhold til oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige patentkrav.
Som vist på figur 1 (forenklet for lettere forståelse) kan boreutstyr 100 for oljebrønner inneholde et boretårn 105, tårnplatå 110, heiseverk 115 (vist skjematisk her som borelinen og løpeblokken), krok 120, svivel 125, drivrørledd 130, rotasjonsbord 135, borerør 140, en eller flere borekrager 145, en eller flere MWD/LWD-verktøy 150, én eller flere subs, samt borkrone 160. Borefluid blir injisert av en boreslampumpe 190 inn i svivelen 125 av en tilførselslinje 195 for borefluid, som kan omfatte et dreneringsrør 196 og drivrørslange 197. Borefluidet flyter gjennom drivrørleddet 130, borerøret 140, borekrager 145 og subs 155, og går ut gjennom strålerør eller dyser i borkronen 160. Borefluidet flyter så opp gjennom ringrommet mellom borerøret 140 og veggen i borehullet 165. Én eller flere deler av borehullet 165 kan omfatte åpent hull, og én eller flere deler av borehullet 165 kan være foret. Borerøret 140 kan bestå av multiple borerørledd. Borerøret 140 kan ha enkelt nominell diameter og vekt (dvs. eng.pund per fot), eller kan omfatte intervaller av ledd med til eller flere ulike nominelle diametre og vekter. Et intervall av tunge borerørledd kan f.eks. bli brukt som et intervall av mindre tunge borerørledd for horisontal boring eller andre anvendelser. Borerøret 140 kan valgfritt inkludere en eller flere subs 155 fordelt mellom borerørleddene. Dersom en eller flere subs 155 er inkludert, kan en eller flere av disse inkludere sensorutstyr (f.eks. sensorer), kommunikasjonsutstyr, dataprosesseringsutstyr eller annet utstyr. Leddene i borerøret kan ha vilkårlige passende dimensjoner (f.eks. 30 fot i lengden). En returledning 170 for borefluid returnerer borefluid fra borehullet 165 og sirkulerer det til en borefluid-dump (ikke vist), hvoretter borefluidet til slutt blir resirkulert via boreslampumpen 190 tilbake til tilførselsledningen 195 for borefluid. Kombinasjonen av borekragen 145, MWD/LWD-verktøy 150 og borkrone 160 kalles en bunnhullsoppstilling (Bottomhole Assembly - BHA). Kombinasjonen av BHA, borerør 140 og eventuelle inkluderte subs 155 kalles borestrengen. Ved roterende boring kan rota sjons bord et 135 dreie borestrengen, eller borestrengen kan alternativt dreies via en toppdrevoppstilling.
Med betegnelsene «koble» eller «kobler» slik de er brukt her, menes enten en indirekte eller en direkte forbindelse. Dersom altså en første innretning kobles til en andre innretning, kan denne forbindelsen være i form av en direkte forbindelse eller i form av en indirekte forbindelse via andre innretninger og forbindelser. Betegnelsen «oppstrøms» slik den blir brukt her, betyr langs en strømningsvei i retning av strømkilden, og termen «nedstrøms» slik den blir brukt her, betyr en strømningsvei i retning vekk fra strømkilden. Betegnelsen «opphulls» slik den blir brukt her, betyr langs borestrengen eller hullet fra den distale enden mot overflaten, og «nedhulls» slik den blir brukt her, betyr langs borestrengen eller hullet fra overflaten mot den distale enden.
Det presiseres at betegnelsen «oljebrønnboringsutstyr» eller «oljebrønnborings-system» ikke er ment å begrense bruken av utstyret og prosessene som er beskrevet med disse betegnelsene, til boring av en oljebrønn. Betegnelsene omfatter også boring av naturgassbrønner eller hydrokarbonbrønner generelt. Videre kan slike brønner brukes til produksjon, overvåking eller injisering i samband med uttak av hydro-karboner eller andre materialer fra undergrunnen.
Én eller flere kraftsensorer 175 kan være fordelt langs borerøret, idet fordelingen avhenger av systemets behov. Generelt kan kraftsensorene 175 inkludere én elle flere sensorinnretninger som leverer et utsignal i samsvar med en fysisk kraft, strekk eller spenning i et materiale. Sensorinnretningene kan omfatte strekkmåleinnretninger, halvlederinnretninger, fotoniske innretninger, kvartskrystallinnretninger eller andre innretninger som omdanner en fysisk kraft, strekk eller spenning på eller i et materiale, til et elektrisk eller fotonisk signal. I visse utførelser kan kraftmålingene oppnås direkte fra utgangen på de én eller flere sensorinnretningene i kraftsensorene 175. I andre utførelser kan kraftmålinger oppnås på grunnlag av utsignaler for de én eller flere sensorinnretningene i samband med andre data. Eksempelvis kan den målte kraften bestemmes på grunnlag av materialegenskaper eller dimensjoner, ekstra sensordata (f.eks. én eller flere temperatur- eller trykksensorer), analyse eller kalibrering.
Én eller flere kraftsensorer 175 kan måle én eller flere kraftkomponenter, slik som aksielt strekk eller kompresjon, eller vrimoment, langs borerøret. Én eller flere kraftsensorer 175 kan brukes til å måle én eller flere kraftkomponenter dannet av eller opptatt av borehullet, slik som borehull-gjenheng eller borehull-vrimoment, langsetter borerøret. Én eller flere kraftsensorer 175 kan brukes til å måle én eller flere andre kraftkomponenter, slik som trykkinduserte krefter, bøyekrefter eller andre krefter. Én eller flere kraftsensorer 175 kan brukes til å måle kombinasjoner av krefter eller kraftkomponenter. I visse utførelser kan borestrengen inkludere én eller flere sensorer for måling av andre parametre enn kraft, slik som temperatur, trykk eller akselerasjon.
I en eksempelutførelse er én eller flere kraftsensorer 175 plassert på eller i borerøret 140. Andre kraftsensorer 175 kan finnes på eller i én eller flere borekrager 145 eller i de én eller flere MWD/LWD-verktøyene 150. Andre kraftsensorer 175 igjen kan være bygget inn i eller på annen måte koblet til borkronen 160. Atter andre kraftsensorer 175 plassert på eller inne i én eller flere subs 155. Én eller flere kraftsensorer 175 kan levere én eller flere kraftkomponenter eller vrimomentkomponenter som påføres borestrengen ved overflaten. I én eksempelutførelse kan én eller flere kraftsensorer 175 være innbygget i heiseverk 115, kroken 120, svivelen 125 eller brukt på annen måte på overflaten for å måle de én eller flere trykk- eller vrimoment-komponentene som påføres borestrengen på overflaten.
De én eller flere kraftsensorene 175 kan være koblet til deler av borestrengen ved adhesjon eller bonding. Denne adhesjonen eller bondingen kan være oppnådd ved bruk av bondingsmidler slik som epoksy eller fasters. De én eller flere kraftsensorene 175 kan oppfatte et kraft-, strekk- eller spenningsfelt relatert til det kraft-, strekk-eller spenningsfeltet som borestrengkomponenten som er koblet med kraftsensoren 175 proksimalt er utsatt for.
Andre kraftsensorer 175 kan være koblet slik at de slett ikke oppfatter alle, eller oppfatter en del av de kraft-, strekk- eller spenningsfelter som borestrengkomponenten som er koblet proksimalt til kraftsensoren 175 er utsatt for. Kraftsensorer 175 som er koblet på denne måten kan i stedet oppfatte andre omliggende forhold, slik som én eller flere av temperatur eller trykk. Disse kraftsensorene 175 kan brukes til signaltilpasning, kompensering eller kalibrering.
Kraftsensorene 175 kan kobles til ett eller flere av følgende: innerflater i borestrengkomponenter (f.eks. hull), utvendige flater på borestrengkomponenter (f.eks. ytterd ia meter, gliper mellom en innerflate og ytterflate på borestrengkomponenter). Kraftsensorene 175 kan kobles til en eller flere flater eller andre strukturer som er ortogonale til aksene for diametrene på borestrengkomponenter. Kraftsensorene 175 kan kobles til borestrengkomponenten i én eller flere retninger eller orienteringer relativt til retningene eller orienteringene til bestemte kraftkomponenter eller kombinasjoner av kraftkomponenter som ønskes målt.
I visse utførelser kan kraftsensorer 175 være koblet i sett til borestrengkomponenter. I andre utførelser kan kraftsensorer 175 omfatte et sett sensorinnretninger. Når sett av kraftsensorer 175 eller sett av sensorinnretninger blir brukt, kan elementene i settene være koblet på samme eller på forskjellig måte. Eksempelvis kan elementene i et sett kraftsensorer 175 eller et sett sensorinnretninger kan ett eller flere elementer ha ulike retninger eller orienteringer i forhold til hverandre. I et sett kraftsensorer 175 eller et sett sensorinnretninger kan ett eller flere elementer i settet være bondet for å registrere et strekkfelt av interesse, og ett eller flere andre elementer i settet (dvs. «dummies» eller blindelementer) være bondet til eller ikke registrere samme strekkfelt.
Blindelementene kan imidlertid fortsatt registrere én eller flere omgivelsestilstander. Elementene i et sett kraftsensorer 175 eller sensorinnretninger kan være symmetrisk koblet til en borestrengkomponent. Eksempelvis kan tre, fire eller flere elementer i et sett sensorinnretninger eller et sett kraftsensorer 175 være fordelt i hovedsak likelig rundt omkretsen på en borestrengkomponent. Sett av kraftsensorer 175 eller sensorinnretninger kan brukes til følgende: måle multiple kraftkomponenter (f.eks. retnings-bestemte), separere multiple kraftkomponenter, fjerne én eller flere kraftkomponenter fra målingen, eller kompensere for faktorer som trykk eller temperatur. Visse eksempler på kraftsensorer 175 kan inkludere sensorinnretninger som primært er ensrettet. Kraftsensorer 175 kan nytte kommersielt tilgjengelige sett av sensorinnretninger, slik som broer eller rosetter.
I visse utføreleser kan én eller flere kraftsensorer 175 være koblet til borestrengkomponenter som brukes til boring og som deretter blir etterlatt i borehullet 165. Disse borestrengkomponentene kan bli brukt i operasjoner med foring under boring (casing-while-drilling, dvs. boring med foring). Borestrengkomponentene kan være inkludert i en fullført brønn.
Generelt vil kraftsensorene 175 omdanne kraft til ett eller flere signaler. De ett eller flere signalene fra kraftsensorene 175 kan være orientert for å måle én eller flere av strekkraft eller kompresjon langs borestrengen (dvs. i forhold til opphulls-/nedhullsaksen).
Slik uttrykket er brukt her, betyr «strekkraft» én eller flere strekkrefter eller kompresjonskrefter langs borestrengen. I disse utførelsene kan kraftsensorene 175 være koblet med spesielle borestrengkomponenter og kan omfatte strekkregistrerende sensorinnretninger (f.eks. strekkmålere).
Utsignalet fra kraftsensoren 175 kan variere alt etter elastisitetsmodulen for materialet i borestrengkomponenten som er koblet til kraftsensoren. Denne elastisitetsmodulen kan brukes når kraften skal bestemmes. I visse utførelser kan andre innsignaler (f.eks. strekkbare områder) brukes til å bestemme strekk- eller kompresjonskrefter i én eller flere borestrengkomponenter ut fra strekkreftene. På liknende måte kan én eller flere kraftsensorer 175 være orientert til å måle vrimoment på borestrengen (dvs. omkring opp-/nedhullsaksen). Eksempelvis kan kraftsensorene 175 være koblet til diameteroverflater (f.eks. indre eller ytre diameter) på borestrengkomponenter og kan nytte utsignaler fra sensorinnretninger (f.eks. en eller flere strekkmålere) og kan ta seg av elastisitetsskjæremodulus i borestrengmaterialet. Vri-kreftene kan bestemmes på grunnlag av spenningene fra strekk og andre innsignaler (f.eks. polært treghetsmoment for tverrsnittarealet).
En andel av borerøret 140 er vist skjematisk på figur 2. Den viste delen av borerør inkluderer grensesnitt 210 mellom leddene som utgjør borerør 140. Grensesnittene 210 kan inkludere gjengede mekaniske forbindelser som kan ha ulike inner- og ytterdiametre sammenliknet med resten av borerøret. Ett eller flere av grensesnittene 210 kan omfatte kommunikasjonsgrensesnitt. Signaler fra kraftsensorer 175 er koblet til kommunikasjonsmedium 205 som kan være plassert i borerøret 140 eller utenfor borerøret 140. Borerør, slik som borerør 140, med kommunikasjons medium 205, kan kollektivt benevnes et ledningskoblet borerør.
I ett eksempelsystem kan kommunikasjonsmedium 205 være plassert innenfor en innerring i borerøret 140. Kommunikasjonsmedium 205 kan omfatte ett eller flere konsentriske lag av en leder og en isolator plassert inne i borestrengen. I et annet eksempelsystem kan borerøret 140 ha en geværboret kanal gjennom i det minste deler av borerørets lengde. I et slikt borerør 140 kan kommunikasjonsmedium 205 være plassert i den geværborede kanalen. I et annet eksempelsystem kan kommunikasjonsmedium 205 være helt eller delvis plassert innenfor en beskyttende kapsling, slik som et kapillarrør som følger i det minste en del av lengden av borerøret 140. Den beskyttende kapslingen kan være festet eller forspent til innerdiameteren på borerøret eller stabilisert innenfor borerørløpet.
Kommunikasjonsmediet 205 kan være en tråd, en ledning, et fluid, en fiber, eller hvilket som helst annet medium. I visse utførelser kan kommunikasjonsmediet tillate høye dataoverføringshastigheter. Kommunikasjonsmediet 205 kan inkludere én eller flere kommunikasjonsveier. Eksempelvis kan én kommunikasjonsvei gå til én eller flere kraftsensorer 175, mens en annen kommunikasjonsvei kan gå til én eller flere sensor sensorer 175
Kommunikasjonsmediet 205 kan strekke seg fra borerøret 140 til subs 155, borekragen 145, MWD/LWD-verktøy 150 og borkronen 160. Kommunikasjonsmediet 205 kan omfatte fysiske kontakter eller sammenkoblebare ledere for å komplettere en overgang i kommunikasjonsmediet 205 på tvers av borerørledd og andre forbindelser.
Kommunikasjonsmediet 205 kan ha overganger fra én type til en annen langsetter borestrengen. Eksempelvis kan én eller flere deler av kommunikasjonsmediet 205 inkludere et LWD-system-kommunikasjonsbuss. Én eller flere deler av kommunikasjonsmediet 205 kan omfatte en «kortveis» elektromagnetisk link eller en akustisk telemetrilink. «Kortveis» elektromagnetisk link eller akustisk telemetrilink kan brukes til å forbinde grensesnitt mellom borerørledd eller over borestrengkomponenter der det er vanskelig å legge ledningsforbindelser, slik som slammotorer. I visse utførelser kan kommunikasjonsmediet omfatte langveis telemetri (dvs. fra en nedhulls sender til en mottaker på overflaten). Eksempelvis kan langveis telemetri være slampuls-telemetri, elektromagnetisk telemetri gjennom jordskorpen, eller akustisk telemetri gjennom borestrengen. Langveis telemetri kan bruke én eller flere repeatere.
En prosessor 180 kan brukes til å samle inn og analysere data fra én eller flere kraftsensorer 175. Denne prosessoren 180 kan prosessere kraftdata og levere et utsignal som er en funksjon av de prosesserte eller uprosesserte kraftdataene. Dette utsignalet kan så bli brukt i boreprosessen. Prosessoren kan inkludere én eller flere prosesseringsenheter som samarbeider (f.eks. symmetrisk eller i parallell) eller én eller flere prosesseringsenheter som arbeider separat. Prosesseringsenhetene kan være på samme sted eller distribuert på ulike steder. Prosessoren 180 kan alternativt være plassert under overflaten, inne i borestrengen for eksempel. Prosessoren 180 kan arbeide med en hastighet som er tilstrekkelig til bruk i boreprosessen. Prosessoren 180 kan inkludere eller være koblet til en terminal 185. Terminalen 185 kan tillate en operatør å påvirke prosessoren 180.
Kommunikasjonsmediet 205 kan gå over til å koble borestrengen til prosessoren 180. Overgangen kan inkludere en mekanisk kontakt som kan omfatte en elektrisk forbindelse med roterende børster. Overgangen kan inkludere en kontaktløs link som kan omfatte en induktiv kobling eller en kortveis elektromagnetisk link.
Kraftsensorene 175 kan kommunisere med prosessoren 180 via kommunikasjonsmediet 205. Kommunikasjon over kommunikasjonsmediet 205 kan skje i form av nettverkskommunikasjon ved bruk av f.eks. Ethernett. Hver av kraftsensorene 175 kan være adresserbar individuelt eller gruppevis. Alternativt kan kommunikasjon skje punkt-til-punkt. Uansett hvilken form det tar, kan kommunikasjonsmediet 205 sørge for høyhastighets datakommunikasjon mellom sensorene i borehullet 165 og prosessoren 180. Hastighet- og båndbreddekarakteristikk av kommunikasjonsmediet 205 kan tillate prosessoren 180 å utføre innsamling og analyse av data fra kraftsensorene 175 hurtig nok for bruk under boreprosessen. Denne datainnsamlingen og analysen kan kalles «sanntids-prosessering». Termen «sanntid» brukt her betyr en hastighet som er brukbar under boreprosessen.
En del av en borestrengkomponent er illustrert på figur 3. Som et eksempel er den viste borestrengkomponenten et ledd i borerøret 140. Lignende utførelse kan anvendes på én eller flere subs 155, krager, MWD/LWD-verktøy 175 eller borkronen 160. Borerørleddet i eksempelet har en forlenget oppvendt seksjon. En plass for en sensormodul 305 er utspart i utsiden av borerørleddets forlengede oppsideseksjon, under de dreibare sammenkoblingsgjengene i skulderen. Sensormodul-utsparingen 305 kan ha vilkårlig størrelse og form som passer for å gi feste for i det minste en del av en kraftsensor 175. Kraftsensoren 175 kan omfatte en elektronikkmodul 310. Sensormodul-utsparingen 305 kan også inkludere gjenger for feste av i det minste en del av kraftsensoren 175 (f.eks. elektronikkmodulen 310) innenfor sensormodul-utsparingen 305. Borerøret 140 kan også inkludere én eller flere borerørkoblinger slik som borerørkobling 315, for å koble signaler mellom deler av borestrengen. Kommunikasjonsmedium 205 kan plasseres i borerøret 140, og borerørkoblinger slik som borerørkobler 315 kan koble signaler inn til kommunikasjonsmedium 205.
Når sensormodul-utsparingen 305 er tom, kan det brukes et sensormoduldeksel for å dekke sensormodul-utsparingen 305. Et eksempel på et sensormodulutsparings-deksel (ikke vist) kan ha et ytre som passer inn i sensormodul-utsparingen 305. Figur 3 viser et eksempel på en elektronikkmodul 310 i posisjon for innsetting i en sensormodulutsparing 305.
Figur 3 viser et eksempel på en sensormodulutsparing med elektronikkmodul 310 fjernet for å vise gjenværende detaljer i sensormodul-utsparingen. Eksempler på posisjoner (ikke begrensende) i sensormodul-utsparingen er vist på høyre side i figur 3 for å koble til én eller flere sensorinnretninger 340 som kan utgjøre elementer i en kraftsensor 175. Sensorinnretningene kan for eksempel være strekkmåleinnretninger eller sett med strekkmålere (f.eks. broer eller rosetter). Slike eksempelposisjoner kan være på steder langs en vegg i sensormodul-utsparingen 305, som kan være en noenlunde sylindrisk vegg. Eksempelposisjoner for montering av sensorinnretninger kan være på bunnen (dvs. radielt sett innerst) av sensormodul-utsparingen 305. Én eller flere sensorinnretninger kan innrettes i en sensormodulutsparing 305 med hva som helst av antall sensorinnretninger, symmetri, typer, retninger, orienteringer, koblingsmåter og andre karakteristika ved sensorinnretningene som er beskrevet ovenfor. Ledningsføring mellom sensorinnretningene 340 og elektronikkmodulene 310 kan føres gjennom hull eller spor fra én eller flere sensorinnretninger til elektronikkmodulen 310, idet en bruker kontakter eller direkte lodding.
Elektronikkmodulen 310 kan ha komplementære egenskaper, slik som gjenging, for passe til gjengene i sensormodul-utsparingen 305. Elektronikkmodulen 310 kan ha utvendig beskyttelse og kan ha o-ringer 325 for å isolere den fra miljøbetingelsene på utsiden av borerøret 140, som kan inkludere strømmen av slam omkring borerøret 140. I det minste en del av elektronikkmodulen 310 kan settes inn i og fjernes fra sensormodul-utsparingen 305 for å tillate utskifting eller erstatning, alt etter typen av data som skal innsamles i vedkommende del av borerøret 140 der kraftsensoren 175 finnes, eller for vedlikehold. Elektronikkmodulen 310 kan omfatte en kontakt 330 som passer til en kontakt 335 i sensormodul-utsparingen 305.
Kraftsensorer 175 kan også plasseres i stiftenden av borestrengelementer, for eksempel borerørledd. Et tverrsnitt av stiftenden 405 av et borerørledd er vist på figur 4. Stiftenden 405 av leddet kan inkludere en sensormodulutsparing 305.
Én eller flere sensorinnretninger kan konfigureres i sensormodul-utsparingen 305 for eksempel, med hva som helst av antall sensorinnretninger, symmetri, typer, retninger, orienteringer, koblingsmåter og andre karakteristika ved sensorinnretningene som er beskrevet ovenfor.
Én eller flere kraftsensorer 175 kan festes til utsiden av borerørleddet. Én eller flere kraftsensorer 175 kan inkludere én eller flere sensorinnretninger festet til utsiden av borerørleddet, en elektronikkmodul plassert annet steds (f.eks. i en sensormodulutsparing 305), og ledningsføring mellom disse to. Én eller flere kraftsensorer 175 eller deler av kraftsensorer 175 (f.eks. sensorinnretninger) kan innkapsles i et deksel 410. I visse utførelser kan dekselet 410 inkludere for eksempel en hermetisk elastomer eller epoksy. Én eller flere av kraftsensorene 175, montert på utsiden av borerøret kan plasseres nær stiftenden. Én eller flere kraftsensorer 175 montert på utsiden av borerøret kan plasseres på et mindre tverrsnitt som vist på figur 4. Slik montering kan gi større strekk for en gitt kraft eller vrimoment, sammenliknet med montering på en oppvendt seksjon og kan øke kvaliteten på kraft eller vrimoment
(f.eks. oppløsning). Generelt kan én eller flere kraftsensorer 175 konfigureres til å måle én eller flere av tensjon, kompresjon, vrimoment eller bøying. Innsatsen i stiftenden 405 kan omfatte én eller flere kommunikasjonskoblere, slik som borerør-kobler 315. Kommunikasjonsmediet 205 kan plasseres i borerøret.
Figur 5 viser et tverrsnitt av et eksempel på en sub 155. Sub 155 vist på figur 5 kan omfatte gjenging for feste mellom til borerørledd. Et forlenget boks-ledd 500 av sub 155 er vist som eksempel, med liknende utførelse mulig på andre borestrengkomponenter. En kraftsensor 175 er vist som består av en elektronikkmodul 310, én eller flere sensorinnretninger 340 samt ledningsføring 505 mellom sensorinnretningene 340 og elektronikkmodulen 310. Én eller flere deler av utsiden av sub 155 kan skjæres elle slipes vekk for å danne relativt grunne «flater», slik som flate 510 på ett eller flere steder.
Én eller flere flater 510 kan være orientert rundt omkretsen av sub 155. Én eller flere sensorinnretninger 340 kan være festet til flatene 510. De festede sensorinnretningene 340 kan være beskyttet fra den omgivende slammen med et overtrekk. Overtrekket kan eksempelvis være en epoksy eller en elastomer. Hard facing 515 slik som et satellittovertrekk kan også brukes nær flatene for beskyttelse mot borehullveggen.
Kraftsensoren 175 kan omfatte «dummy» sensorinnretninger proksimalt plassert og koblet på en slik måte at de ikke reagerer på strekk i borestrengelementet. Alternativt, eller i tillegg, kan én eller flere sensorinnretninger 340 være koblet til innerhullet i sub 155. Muffeenden av sub 155 kan være utboret for å inneholde en muffeende-innsats 520. Muffeende-innsatsen 520 kan omfatte én eller flere elektronikkmoduler 310. Ledningsføring 505 kan føres fra én eller flere av sensorinnretningene 340 koblet til utsiden av sub 155 gjennom borede hull og gjennom hermetisk forseglede kontakter for sammenkobling med eller lodding til elektronikkmodulen 310. Ledningsføring 505 kan føres fra én eller flere sensorinnretninger 340 koblet til innerflaten av sub 155 til elektronikkmodulen. Elektronikkmodulen 310 kan omfatte en kobler for å koble kraftsensoren 175 til kommunikasjonsmediet 205.
Sub 155 og muffeende-innsatsen 520 kan omfatte en eller flere sensorinnretninger 340 konfigurert til å måle én eller flere av aksiell tensjon, aksiell kompresjon, vrimoment eller bøying.
Muffeende-innsatsen kan omfatte én eller flere kommunikasjons-koblere. Kommunikasjonsmediet 205 kan være plassert i sub 155. Som beskrevet ovenfor kan sub 155 inkludere kommunikasjonsutstyr.
Et eksempel på kraftsensor 175, vist skjematisk på figur 6, inkluderer en sensorinnretning 340 for å frembringe et signal som angir kraften den registrerer. Utsignalet fra sensorinnretningen 340 kan være digital eller analog. Avhengig av kommunikasjonsmåten som brukes over kommunikasjonsmediet 205 kan utsignalet fra sensorinnretningen 340 kreve konvertering fra analog til digital med en analog-digitalomformer 610. I visse utførelser kan kraftsensoren 175 omfatte et antall analog-digital-omformere 610 for å betjene multiple sensorinnretninger 340. I andre utførelser kan kraftsensoren 175 omfatte en multiplekser (ikke vist) til å betjene multiple sensorinnretninger 340 med færre analog-digital-omformere 610. Etter at sensorinnretningen 340 har produsert et signal som angir den målte kraften, kan signalet bli koblet til kommunikasjonsmediet 205 ved hjelp av en kommunikasjonskobler som kan omfatte en elektronikkmodul-kobler 615 innenfor kraftsensoren 175 og kan omfatte en borerør-kobler. Elektronikkmodul-kobleren 615 kan omfatte en kontakt 330 for innføring av et signal i borerør-kobleren 705, vist på figur 7. Borerør-kobleren kan omfatte en kontakt 335 for å gå i inngrep med elektronikkmodul-kobler-kontakten 330. Kontakter kan omfatte direkte elektrisk forbindelse, og eksempel på passende kontakter av denne typen inkluderer typer fra Kemlon og Greene Tweed, begge i Houston, Texas.
Kommunikasjons-kobleren, som er kombinasjonen av elektronikkmodul-kobler 615 og borerør-kobleren, utfører signaltransformeringer som kreves for å koble sensorsignalet til kommunikasjonsmediet 205. Ett eksempel på kommunikasjonskobler kan omkode signalet fra sensorinnretningen 340 eller analog-digital-omformeren, inkludere header-informasjon, og sende signalet over kommunikasjonsmediet 205.
Et eksempel på komplementært par 330 og 335 av kontakter for elektronikkmodul-kobler og borerørkobler er vist skjematisk i tverrsnitt på figur 8. Borerørkobler-kontakten 330 inkluderer to ledende plugger 805 og 810 som vil rage frem fra borerøret 140 ved basen for sensormodul-utsparingen 305. Den komplementære sensorkobler-kontakten 335 inkluderer to ledende ringer 815 og 820. Dette arrangementet tillater at kontaktene 330 og 335 passer til hverandre når, for eksempel elektronikkmodulsensoren 310 er skrudd inn i sensormodul-utsparingen 305. I en slik konfigurasjon har borerørkobleren 705 og elektronikkmodulkobleren 615 en direkte elektrisk forbindelse, og borerørkobleren kan være i direkte elektrisk kontakt med kommunikasjonsmediet 205.
Et annet eksempel på komplementært par sensorkobler- og borerørkoblerkontakter 330 og 335 er vist på figur 9. Elektronikkmodulkontakten 330 inkluderer en antenne 905 og borerørkoblerkontakten inkluderer en antenne 910. I en slik konfigurasjon sender elektronikkmodulkobleren 615 signalet som angir de én eller flere målte egenskaper til borerørkobleren ved bruk av trådløs signalering. Eksempelvis kan sensor- og borerør-kobler kommunisere ved bruk av kortdistanse telemetri eller en annen trådløs kommunikasjonsmåte. Hver av antennene 905 og 910 kan være en eller annen vilkårlig antennetransduser som kan levere kommunikasjon mellom elektronikkmodulkobleren 615 og borerørkobleren 705.
I et annet eksempelsystem kan elektronikkmodulkobler-kontakt 330 og borerørkobler-kontakt 335 omfatte induktorer eller spoler. Elektronikkmodulkobler 615 kan sense strøm gjennom sin induktor for å frembringe et elektromagnetisk felt som angir kraftsensor-signalet. Det elektromagnetiske feltet induserer i sin tur en strøm i bore-rørkoblerens induktor. I et annet eksempelsystem, kan kontaktene 330 og 335 danne to plater i en kondensator og tillate et signal å bli kapasitivt indusert på den motstående platen. Kraftsensoren 175 eller basen til sensormodul-utsparingen 305 kan omfatte et overtrekk eller innsats for å utgjøre et dielektrisk skikt mellom kontaktene 820 og 905 for kapasitiv kobling.
Med henvisning til figur 6 vil komponentene i kraftsensoren 175 kunne kreve strøm for å virke.
I ett eksempelsystem kan nødvendig strømtilførsel komme fra strømkilden 625, som kan være et batteri, slik som et litiumbatteri. I et annet eksempelsystem kan nødvendig strømtilførsel komme via kommunikasjonsmediet 205 ved hjelp av for eksempel «Power Over Ethernet» (POE). I enda et annet eksempelsystem kan en separat strømledning føres gjennom borerøret 205 og ha uttak for de tilknyttede kraftsensorer 175. Én eller flere kraftsensorer 175 kan mates fra en sentral buss med strøm fra overflaten, eller fra en nedhulls sentral batterimodul. Strømmen kan bli generert for eksempel av en nedhulls generator drevet av slamstrømmen eller borerør-rotasjonen, eller en annen kraftkilde.
Et eksempelsystem for detektering av nedhullstilstander basert på ett eller flere kraftmålinger fra én eller flere kraftsensorer 175, er vist på figur 10. Prosessoren 180 genererer et forventet verdisett av forventede kraftverdier (blokk 1005). Prosessoren 180 mottar én eller flere kraftmålinger fra kraftsensorene 175 (blokk 1010). Prosessoren 180 kan opprette et sett målte verdier fra mottatte kraftmålinger og kan bestemme én eller flere måltverdi-gradienter (blokkene 1015 og 1020). Prosessoren 180 kan sammenligne den målte kraftprofilen med den forventede kraftprofilen (blokk 1025) for å detektere en nedhullstilstand. Dersom prosessoren detekterer en nedhullstilstand (blokk 1030, som er vist mer detaljert på figur 13), kan den identifisere, lokalisere og karakterisere nedhullstilstanden (blokk 1035, som er vist mer detaljert på figur 14). Prosessoren 180 kan utføre ytterligere handlinger (blokk 1040). Uansett om prosessoren 180 detekterer en nedhullstilstand (blokk 1030), kan den modifisere det forventede verdisettet (blokk 1045) og kan gå tilbake til blokk 1010.
Oppretting av settet med forventede kraftverdier (blokk 1005) kan omfatte mottaking av én eller flere forventede krefter fra en ekstern kilde (f.eks. en bruker, en database eller en annen prosessor).
Oppretting av det forventede verdisettet kan omfatte tilgang til simuleringsresultater slik som modelleringsresultater. Modelleringen for å danne de forventede kraftverdiene kan omfatte modellering med vrimoment-og-drag. Modelleringen med vrimoment-og-drag kan ta hensyn til én eller flere av følgende: mekaniske og andre egenskaper ved borehullet og borestrengen, fluidegenskaper, operasjoner under utførelse, tidligere kraftmålinger fra borehullet 165 eller andre borehull, eller andre målinger. Modelleringen med vrimoment-og-drag kan ta hensyn til dimensjoner og materialegenskaper ved borestrengelementene. Modelleringen med vrimoment-og-drag kan ta hensyn til borehull-oppmålingsdata. Annen modellering kan brukes til å lage settet med verdier for forventet kraft, inkludert hydraulikk-modellering. Andre målinger kan også brukes til å lage settet med verdier for forventet kraft, inkludert trykkmålinger fra ett eller flere av dreneringsrør 196, punkter langs borestrengen eller punkter langs borehullet 165. I noen utførelser kan et forventet-verdisett opprettes ved å kopiere én eller flere verdier fra et måltverdi-sett. I andre utførelser kan et forventet verdisett bli opprettet ved å bruke verdier fra et målt-verdisett og justere eller modifisere disse verdiene i samsvar med en algoritme eller modell. Noen utførelser som bruker målt-verdisett til å opprette ett eller flere forventetverdi-sett kan bruke måltverdi-sett fra et nylig tidsvindu, et tidligere tidsvindu eller multiple tidsvinduer. Visse eksempler på forventede verdisett kan utlede trendanalyse av måltverdi-sett, idet slike trender blir observert eller beregnet i samband med for eksempel tidsforløp, sirkulasjonstid, boretid, dybde, eller en annen variabel eller kombinasjoner av variabler.
Det forventede verdisettet kan omfatte én eller flere kraftverdier på én eller flere dybder i borehullet 165. Dybdene kan være posisjoner av interesse innenfor borehullet 165. Et sett forventede verdier kan fremskaffes eller bestemmes som svarer til alle eller en andel av borestreng ba nen innenfor borehullet 165.
Hvert forventet verdisett kan representere én eller flere kraftprofiler. En kraftprofil kan omfatte et sett på to eller flere krefter, og et sett av to eller flere dybder eller dybdeområder, der hver kraft svarer til en dybde eller et område av dybder. Kraftprofilene kan eksistere, kan være målbare og kan være modellerbare langs borehullet 165.
Eksempler på kraftprofiler kan omfatte én eller flere borestreng aksielle kraftprofiler som kan representere tensjon eller kompresjon i borestrengen, eller begge deler. Andre eksempler på kraftprofiler kan omfatte én eller flere borehull-dragprofiler. Borehull-dragprofiler kan representere kreftene som er resultat av at borehullet gjør motstand mot aksiell bevegelse av borestreng, og kan avhenge av én eller flere av faktorene friksjonsprofil mellom borehull og borestreng, borestrengens dimensjoner og oppdriftsvekter, borehullbane og -vinkler, kraklast og andre faktorer.
Borehull-dragprofiler kan omfatte statisk drag (dvs. kraften som skal overvinnes for å bevege seg) eller dynamisk drag (dvs. kraften som motvirker bevegelse under bevegelsen). Borehull-dragprofiler kan beregnes eller modelleres ved hjelp av profiler for aksiell kraft. Andre eksempler på kraftprofiler kan omfatte borestrengens vrimoment-profiler, som kan representere vrimoment i punkter langs borestrengen som følge av vrimoment-kilder, og reaksjonspunkter, inkludert én eller flere av: rotasjonsdrevet på overflaten, samvirket mellom borkrone og fjellgrunn, en slam-motor, samvirket borestreng-borehull og andre kilder eller reaksjonspunkter. Andre eksempler på kraftprofiler kan omfatte borehull-vrimoment-profiler, som kan representere kreftene som virker på en momentarm og gjør motstand mot rotasjonen av borestrengen. Borehull-vrimoment-profiler kan avhenge av én eller flere av: friksjonsprofilen mellom borehull og borestreng, borestrengens dimensjoner og oppdriftsvekter, borehullbane og -vinkler, kroklasten samt andre faktorer. Borehull-vrimoment-profiler kan omfatte statisk vrimoment (dvs. vrimomentet som må overvinnes for å begynne rotasjon) eller dynamisk vrimoment (dvs. vrimomentet som motvirker rotasjon under rotasjonen). Borehull-vrimoment-profiler kan beregnes eller modelleres ved bruk av én eller flere av: aksialkraft-profiler og borestreng-vrimoment-profiler. Eksempel på kraftprofiler kan omfatte aritmetiske eller andre kombinasjoner eller superponering av profiler.
Forventede kraft-verdier, eller et sett forventede kraftverdier, kan avledes fra et aktuelt (f.eks. det senest innhentede) sett av én eller flere målte krefter, et nylig målt kraftsett eller en nylig målt kraftgradient. Prosessoren 180 eller brukeren kan utlede de forventede kraftverdiene fra disse én eller flere målte krefter eller målte kraft - gradienter ved ekstrapolering av en målt gradient som dekker et bestemt dybdeområde, til et større dybdeområde. Likedan kan prosessoren 180 eller brukeren utføre en slik derivering ved å interpolere mellom to målte gradienter.
Under boring av borehullet 165 kan prosessoren 180 endre det forventede verdisettet slik at det avspeiler endringer i brønnen. Eksempelvis kan prosessoren 180 endre forventetverd i-settet til å avspeile borefre md riften (f.eks. økende dybde). Prosessoren 180 kan endre det forventede verdisettet til å gjenspeile lengden og egenskaper ved borestrengen. Prosessoren 180 kan endre det forventede verdisettet for å ta med i betraktning én eller flere kjente eller ukjente boreprosesshendelser eller -betingelser. Endringer av det forventede verdisettet kan være eller ikke være i samsvar med modellering, forutsigelser eller erfaring.
Under generering av det forventede verdisettet kan prosessoren 180 ta i betraktning én eller flere faktorer som har innvirkning på kraften på borestrengen, inkludert borestrengens dimensjoner (f.eks. inner- og ytterdiametre på ledd eller andre deler av borerøret og andre borestrengelementer), oppmålingsbane og vinkler i borehullet 165, og dimensjonene av borehullet 165. Prosessoren 180 kan også ta i betraktning én eller flere dybder som svarer til én eller flere målte krefter innenfor borehullet 165 eller borestrengen. Prosessoren 180 kan ta i betraktning hullfluid-egenskaper (f.eks. strømningshastigheter, tettheter) og hvorvidt én eller flere deler av borehullet 165 er foret eller åpent hull.
Prosessoren 180 kan tilføres eller kan beregne én eller flere dybder ved beregning av det forventede verdisettet. Dybdene kan omfatte én eller flere av følgende: sann vertikal dybde (True Vertical Depth - TVD)(dvs. kun vertikaIkonrponenten av dybden), og den målte dybden (Measured Depth - MD) (dvs. den retningsløse avstanden fra starten av borehullet eller et annet valgt referansepunkt slik som bakkenivå, havflatenivå eller riggnivå, til bunnen av borehullet eller annet punkt av interesse langs borehullet). Prosessoren 180 kan få tilført planlagte eller målte oppmålingsstasjon-data (f.eks. inklinasjon og asimut) for én eller flere punkter langs brønnbanen, med tilsvarende MD- eller TVD-dybder, og prosessoren 180 kan bruke oppmålingsstasjon-data til å beregne en brønnbane. Brønnbanen kan omfatte inklinasjoner og asimutverdier for noen eller alle punkter i brønnen, som kan avledes fra én eller flere virkelige inndata ved oppmålingsstasjoner eller interpolasjoner mellom dem.
Prosessoren 180 kan generere ett eller flere forventet-verdisett for ulike boreprosessoperasjoner. Eksempelvis kan prosessoren 180 generere ett eller flere forventet-verdisett for pick-up, slack-off, sleiding, rotasjonsboring med vekt-på-borkronen, sleideboring, back-reaming, tripping, og for det tilfellet der borestrengen roterer off-bottom. Prosessoren kan ta i betraktning data eller planlagte verdier for drifts parametre som kroklast, turtall, rotasjons-vrimoment, nedhulls vekt-på-borkronen, nedhulls vrimoment-på-borkronen, slam-motor trykkfall eller andre drifts parametre. Slam-motortrykkfallet kan brukes til å utlede et nedhulls vrimoment-på-borkronen. I visse utførelser blir det forventede verdisettet generert dynamisk, basert på den pågående boreprosessoperasjonen. I andre utførelser blir ulike forventet-verdisett generert for ulike boreprosessoperasjoner. I andre implantasjoner blir et forventet-verdisett opprettet for én boreprosessoperasjon og modifisert for andre boreprosessoperasjoner.
Et eksempel på borehull 1100 som kan modelleres av prosessoren 180 er vist skjematisk på figur 11. Borehullet 1100 inkluderer et vertikalt segment 1105, en «tangentseksjon-segment» 1110 plassert på den vertikale delen 1105 med inklinasjonsvinkel 1115, og et horisontalt segment 1120. Et borehull 1100 med et foret vertikalt segment 1105 på 3000 eng.fot, et uforet segment 1110 på
3000 eng.fot, en inklinasjonsvinkel 1115 på 60 grader samt et uforet horisontalt segment 1120 på 1800 eng.fot vil tjene som basis for kommende eksempler.
Denne eksempel-borehullbeskrivelsen er forenklet, men demonstrativ når det gjelder å diskutere eksempler på systemet. Mellom de vertikale og tangentielle seksjonene og mellom de tangentielle og horisontale seksjonene antas det å foreligge jevne kurver, men disse er for enkelhets skyld ikke vist. Aktuelle borehull kan omfatte andre geometriske egenskaper, inkludert asimutale kurvaturer. Kurveseksjoner i inklinasjon eller asimut eller begge deler, kan danne overganger mellom rette segmenter, eller kurveseksjonene kan ta plassen til ett eller flere rette segmenter. Andre eksempler på borehull kan omfatte komplekse brønnbaner. Andre borehullegenskaper kan tas i betraktning ved modellering av borehullet 165. Slike egenskaper kan omfatte hulldiametre, formasjonstyper, foringstype, borehull-forvriddhet, friksjonsfaktorer og slamtype. En eksempel-borestreng kan modelleres av prosessoren 180 innenfor eksempel-borehullet 1100. Modelleringen kan omfatte én eller flere intervaller av borestrengelementer (f.eks. borerør, krager, MWD-verktøy) av én eller flere vektenheter (f.eks. eng.pund per eng.fot), og én eller flere dimensjoner (f.eks. ytterdiametre). En enkel eksempel-borestreng som kan modelleres kan for det meste være satt sammen av multiple ledd av borerør med en enkelt vekt. Andre eksempel-borestrenger kan modelleres inkludert flere intervaller med borerør og krager av forskjellig vekt, valgfritt med MWD-verktøy, alle med sine egne dimensjoner.
Eksempel på et forventet verdisett basert på borehull 1100 med dimensjoner som beskrevet ovenfor, er vist på figur 12. Strekene vist på figur 5 kan representere underliggende datapunkter (f.eks. tensjon versus dybde). Dette eksempelet på forventet verdisett antar at borestrengen er opptatt med pick-up. Det forventede verdisettet er vist stykkevis for hver av de tilsvarende borehullsegmentene, og grensesnittet mellom delene (dvs. segmentene 1210, 1215 og 1220) av det forventede verdisettet er ikke vist i grafen. I visse utførelser kan kurveseksjonene mellom delene være generert. Det forventede verdisettet 1205 viser borestreng-tensjon versus prosenten av målt dybde som del av total dybde på borestrengen i borehullet. Segment 1210 representerer borestreng-tensjon gjennom borehullsegmentet 1120. Segment 1215 representerer borestreng-tensjon gjennom det 60-graders borehullsegmentet 1110. Segment 1220 representerer borestreng-tensjon i det vertikale segmentet 1105.
Går vi tilbake til figur 10 og ser på systemelementene som er vist på figur 1, vil prosessoren 180, så snart borestreng har entret borehullet 165, motta kraftmålinger fra én eller flere kraftsensorer 175 (blokk 1010). Prosessoren 180 oppretter et sett målte verdier (blokk 1015). Prosessoren 180 kan bestemme én eller flere måltverdi-gradienter (dvs. endringen i målt kraft versus dybde). Visse eksempelutførelser inkluderer minst tre kraftsensorer 175 for å gi minst to gradienter.
Visse eksempelutførelser inkluderer minst én gradient som svarer til hver av minst to seksjoner av borestreng eller borehull, idet slike seksjoner svarer til for eksempel: (a) områder av hullvinkel (f.eks. vertikal-, kurve-, tangent-, horisontal- seksjoner), (b) lengder av vanlig borestrengelement-type (f.eks. over krager, over heavyweight pipe, over borerør); (c) lengder av ulike foringsdiametre eller hulldiametre, (d) lengder av borehull eksponering mot én eller flere spesielle formasjonstyper, eller (e) foret versus åpent hull.
I visse eksempelutførelser, kan det hende at prosessoren ikke bestemmer de én eller flere gradientene (blokk 1020). Eksempelvis kan det skje at den ikke bestemmer de én eller flere gradientene dersom prosessoren 180 detekterer minst én nedhullstilstand som kan detekteres ved å observere absolutte forskjeller mellom én eller flere målte krefter, eller mellom én eller flere målte krefter og én eller flere forventede krefter.
Antall og plassering av kraftsensorene 175 kan påvirke antallet av kraft-versus-dybde-datapunkter som er tilgjengelig i målt-verdisettet. I tillegg kan en kraftsensor 175 som er flyttet fra ett sted til et annet (f.eks. under boring eller tripping) levere multiple datapunkter i et målt-verdisett.
Visse eksempelutførelser kan omfatte opprettelsen av et måltverdi-sett (blokk 1015) inkludert én eller flere kraftmålinger fra overflatesensorer som ikke virkelig befinner seg på borestrengen, som beskrevet tidligere. I slike utførelser kan én eller flere kraftmålinger (f.eks. tensjon, vrimoment) som svarer til toppen av borestrengen bli utledet fra overflatesensorens kraftmålinger. Minst to kraft-versus-dybde-datapunkter kan brukes til å bestemme en målt-verdi-gradient. Der virkelige kraft-versus-dybde-datapunkter ikke er tilgjengelige, kan prosessoren 180 estimere ett eller flere kraft-versus-dybde-datapunkter. Prosessoren 180 kan estimere kraft-versus-dybde-datapunkter ved å interpolere mellom datapunkter, ekstrapolere gradienter eller bestemme overganger mellom gradienter.
I visse eksempelsystemer kan målt-verdisettet av krefter (f.eks. målt tensjons-/kompresjons- eller vrimoment-verdier), det forventede verdisettet av krefter (f.eks. forventet tensjon-/kompresjon- eller vrimoment-verdier) eller begge deler bli vist for operatøren på terminalen 185. Eksempelvis kan målt-verdisettet bli jukstaponert med det forventede verdisettet ved hjelp av terminalen 185, slik at brukeren manuelt kan detektere, identifisere, karakterisere eller lokalisere en nedhullstilstand. Måltverdi-settene og de forventede verdisettene kan presenteres for brukeren i et grafisk format (f.eks. en graf, logg, kurve eller rekke av kurver) eller i et tekst format (f.eks. en tabell med verdier). Visse eksempelsystemer kan omfatte presentasjon av en utvikling av én eller flere av måltverdi-settene og de forventede verdisettene for brukeren. Eksempelvis kan systemet vise brukeren en rekke kurver for å demonstrere utviklingen av én eller flere av målt-verdisettene og de forventede verdisettene. Systemet kan vise en utvikling både av målt-verdisettet og det forventede verdisettet. Visse utviklinger kan være utvikling over tid, dybde eller andre variabler eller kombinasjoner av variabler.
Individuelle målte krefter (f.eks. tensjons-/kompresjons- eller vrimomenter) i målt-verdisettet kan bli målt i et kort tidsvindu (f.eks. sekunder) for minimalisert forsinkelse ved detektering av tilstander. I mange utførelser kan individuelt målte krefter i målt-verdisettet bli målt noenlunde samtidig. Som det er brukt her, betyr «noenlunde samtidig» bare at målingene blir utført i samme tidsrom der tilstandene ikke ventes å endre seg vesentlig, når det gjelder vedkommende drifts prosess. Mange nedhullstilstander (f.eks. borekaksopphoping) kan detekteres ved bruk av målt-verdisett, der verdiene er oppnådd i løpet av et tidsvindu på minutter. Under transiente driftsprosesser slik som tripping, og for detektering av hendelser eller tilstander som har en kortere tidskonstant, kan et kortere tidsvindu for innsamling og analyse av et målt-verdisett være å foretrekke. Individuelt målte krefter langs borestrengen i målt-verdisettet kan bli målt i et kort tidsvindu (f.eks. innenfor et sekund eller mindre), og en slik korttidsvindu-måleprosess kan så bli gjentatt én eller flere ekstra ganger i løpet av et større tidsvindu på sekunder til minutter. Et gjennomsnittlig målt-verdisett kan opprettes fra middelverdien av de multiple verdiene for hver kraftsensor. Andre statistikker kan utvikles for hver målt kraft i målt-verdisettet. Statistikken kan omfatte foreksempel minimum- og maksimum-verdier og standard avvik. Gjennomsnittsverdier, eventuelt i samband med ytterligere statistikk, kan være foretrukket for bruk under visse driftsprosesser i noen forhold der forholdene ventes å ha et dynamisk element (f.eks. stick eller slip under boring).
Individuelt målte krefter i målt-verdisettet kan bli målt sekvensielt. I noen eksempelutførelser kan sekvensen kreftene blir målt etter være styrbar av eksempelvis prosessoren 180. Eksempelvis kan sekvensen kreftene blir målt etter bestemmes av en algoritme basert på boreforhold eller andre faktorer.
Eksempelsystemer kan tilveiebringe målte versus forventede krefter, profiler eller gradienter i forskjellige driftsprosesser i brønnkonstruksjon, inkludert for eksempel og uten begrensning: rotasjonsboring på bunnen, sleiding, tripping, off-bottom circulating, circulating up a kick, circulating pills eller overgang mellom slamtyper, picking up og slacking off.
Et eksempelsystem for å bestemme hvorvidt det finnes en nedhullstilstand (blokk 1030) er vist på figur 13. Generelt kan en nedhullstilstand omfatte hvilken som helst regulær eller irregulær, statisk eller dynamisk tilstand eller hendelse langs borestrengen eller i brønnhullet. Eksempel på nedhullstilstander kan omfatte, men er ikke begrenset til, én eller flere av følgende: et borehullavvik, en hullhindring, en borekaksopphoping, differensiell sticking, utvasking eller innstrømming. Prosessoren 180 kan bestemme om én eller flere kraftmålinger er utenfor området (blokk 1305), og i såfall svare "Y" (blokk 1310), eller i motsatt fall svare "N" (blokk 1315).
Prosessoren 180 kan bestemme hvorvidt noen av størrelsene ovenfor er utenfor sitt område (blokkene 1305) ved å fastslå hvorvidt forskjellen mellom den målte egenskapen (f.eks. målt tensjon/kompresjon, vrimoment, tensjon-/kompresjon-gradient, eller vrimoment-gradient) og den forventede egenskapen (f.eks. forventet tensjon/kompresjon, vrimoment, tensjons-/kompresjons-gradient, eller vrimoment-gradient) er større enn en maksimum delta for egenskapen.
I visse utførelser kan maksimum delta bli bestemt automatisk av prosessoren 180. I andre utførelser kan maksimum delta bli lagt inn av en operatør. I andre utførelser kan maksimum delta bli hentet fra en separat prosessor eller modell. I visse utførelser kan maksimum delta bli bestemt av en operatør eller av en uavhengig modell, basert på én eller flere målte krefter.
Bestemmelse av maksimum delta kan være basert på en absolutt differanse versus en forventet verdi, eller den kan være basert på et prosentuelt avvik fra den forventede verdien. Maksimum delta kan være basert på en funksjon. Eksempelvis kan maksimum delta øke eller reduseres med dybden. Maksimum delta kan variere over et dybdeområde eller over en driftsfase. Bestemmelse av maksimum delta kan også være tidsavhengig. I visse utførelser kan en forskjell mellom en målt kraft og en forventet kraft som overskrider maksimum delta kanskje ikke bli reagert på, med mindre den vedvarer i et bestemt tidsrom eller lenger. Maksimum delta kan omfatte én eller flere statistiske kriterier, foreksempel kan den omfatte en middelverdi, en gjennomsnittsverdi eller standard avvik for innsamlede delta-er av over en valgt varighet.
Med henvisning til figur 10 kan prosessoren 180, dersom den bestemmer at det ikke foreligger en nedhullstilstand (blokk 1030), modifisere det forventede verdisettet (blokk 1045) og gå tilbake til blokk 1005. I visse utførelser kan prosessoren kanskje ikke utføre blokk 1045 uten input fra operatøren (f.eks. revisjon, godkjenning, input eller intervensjon). I andre utførelser kan blokk 1045 bli utført uten operatør-intervensjon. I ett eksempelsystem modifiserer prosessoren 180 det forventede verdisettet basert på flere eller noen parametre eller parametersett (f.eks. virkelige kraftgradienter) observert eller målt nedhulls. En slik oppdatering kan gi oppfølging i det nye forventet-verdisettet med nye eller oppdaterte omstendigheter (f.eks. økt hulldybde, tillegg av borerørledd, endret kroklast, endret fluidtetthet, endret turtall og/eller endret gjennomtrengingsrate) som ikke antas å være nedhullstilstander (blokk 1030).
Hvis prosessoren 180 bestemmer at det ikke foreligger en nedhullstilstand (blokk 1030), kan den identifisere tilstanden (f.eks. bestemme typen av tilstand som er detektert), den kan karakterisere nedhullstilstanden (f.eks. bestemme størrelsen eller andre egenskaper ved nedhullstilstanden), og den kan lokalisere posisjonen til nedhullstilstanden (f.eks. bestemme dybden eller dybdeintervallet for den detekterte tilstanden) (blokk 1035), og den kan iverksette ekstra tiltak (blokk 1040).
Et eksempelsystem for å identifisere, lokalisere og karakterisere minst én nedhullstilstand (blokk 1035) er vist på figur 14. Prosessoren 180 kan identifisere og lokalisere et borehullavvik (blokk 1405). Prosessoren 180 kan identifisere og lokalisere en borekaksopphoping (blokk 1410). Prosessoren 180 kan identifisere og lokalisere andre tilstander (blokk 1415). Prosessoren kan karakterisere de identifiserte tilstandene (blokk 1420). Prosessor kan returnere én eller flere av identifikasjonen, plasseringen og karakteristikkene av detekterte nedhullstilstander (blokk 1425).
Identifiseringen og lokaliseringen av nedhullstilstander er demonstrert ved henvisning til eksemplene på forventet- og måltverdi-sett på figurene 15-22. Figur 15 viser et eksempel på forventet verdisett (1505) og et eksempel på det målte verdisettet
(1510) av borestrengtensjon for en borestreng nær bunnen av borehullet, opptatt med pick up. Ve rti ka laksen representerer borehullets målte dybde som en prosentandel av samlet målt dybde. Forventetverdi-settet (1505) kan svare til borehullbanen på figur 11 og kan representere verdier av borestreng-tensjon som er forventet (f.eks. fra brukerinput, modellering eller tidligere målinger) langs borestrenglengden. Nærmere bestemt kan det forventede verdisettet (1505) representere:
• nær null tensjon forventet ved borkronen,
• et intervall av forventet partikulær gradient (1501) som representerer økende borestrengtensjon med økende avstand fra borehullbunnen, som svarer til kumulativ (fra borestrengbunnen) friksjonsdrag langs delen av borestrengen i den horisontale hullseksjonen, • et annet intervall av en annen forventet partikulærgradient (1502) som representerer økende borestrengtensjon med økende avstand fra hullbunnen, som svarer til: (a) den kumulative (fra dette intervallets bunn) friksjonsdrag langs delen av borestrengen i tangentseksjonen, pluss (b) den kumulative (fra dette intervallets bunn) op pd rifts ve kt-komponenten for borestrengen støttet ovenfra av borestrengen selv (dvs. ikke støttet av borehullet), pluss (c) offset som svarer til samlet tensjon på bunnen av dette tangentintervallet av borestreng som er resultatet fra intervallene nedenfor, og
et tredje hovedintervall av tredje forventede partikulærgradient (1503) av økende borestrengtensjon med økende avstand fra hullbunnen, som svarer til: (a) den kumulative (fra dette intervallets bunn) oppdriftsvektkomponenten av borestrengen støttet ovenfra av borestrengen selv (dvs. den hengende vekten) langs den vertikale borehullseksjonen, pluss (b) offset som svarer til samlet tensjon på bunnen av dette vertikale intervallet av borestreng som er resultatet av intervallene nedenfor.
Offsetforskjellen i det forventede verdisettet (1505) og det målte verdisettet (1510) kan være en indikasjon på en nedhullstilstand. Divergensen mellom det forventede verdisettet og det målte verdisettet over området vist ved 1515 kan være en indikasjon på plasseringen av nedhullstilstanden. Forskjellen i forventet-verdi- og målt-verdi-gradienten over området vist ved 1515 kan være en indikasjon på en borekaksopphoping i den midt-horisontale seksjonen 1120 av borehullet 1100. Prosessoren 180 kan registrere offset mellom det forventede verdisettet og det målte verdisettet og kan indikere tilstedeværelsen av en sannsynlig nedhullstilstand. Prosessoren 180 kan registrere divergensen mellom det forventede verdisettet og det målte verdisettet over området vist ved 1515 og den kan indikere en sannsynlig plassering av nedhullstilstanden (omkring målt dybdeområde 1515). Prosessoren 180 kan registrere denne gradientforskjellen og identifisere tilstanden som en sannsynlig borekaksopphoping.
Borekaksopphoping i den mid-horisontale seksjonen kan øke friksjons-drag over intervallet med borekaksopphoping, og derved øke tensjonsgradienten (dvs. endringen i tensjon per endring i målt dybde) målt over dette intervallet. En økt tensjonsgradient (fra hvilken som helst kilde) over et intervall kan tendere til å øke den totale tensjonslasten målt under pick-up målt i posisjoner fra dette intervallet opp til overflaten, hvilket kan resultere i en offsetforskjell, slik det også er vist på figur 15. Prosessoren 180 kan videre bestemme at sannsynlig posisjon for borekaksopphoping er i dybdeområdet som svarer til de divergerende gradientene mellom målt- og forventet verdisett (f.eks. område 1515).
Figur 16 viser et eksempel på forventet verdisett (1605) og et eksempel på det målte verdisettet (1610) av borestrengtensjon for en borestreng nær bunnen av borehullet, opptatt med slack off. Det forventede verdisettet kan resultere fra modellering, brukerinput eller måling på liknende måte som ved bestemmelse av det forventede verdisettet i forbindelse med figur 15. I visse brønnboringsgeometrier slik som horisontalseksjoner, kan verdiene for forventet borestrengtensjon være negative (f.eks. en indikasjon på kompresjon) i visse borestrengintervaller under operasjoner
som slack off. Tilstedeværelsen av en offsetforskjell mellom det forventede verdisettet
(1605) og det målte verdisettet (1610) kan være en indikasjon på en nedhullstilstand. Divergensen mellom det forventede verdisettet og det målte verdisettet over området vist ved 1615 kan være en indikasjon på posisjonen til nedhullstilstanden. Forskjellen i forventet-verdi- og måltverdi-gradienter over området vist ved 1615 kan være en indikasjon på borekaksopphoping i den mid-horisontale seksjonen 1120 av borehullet 1100. Prosessoren 180 kan registrere offset mellom det forventede verdisettet og det målte verdisettet og kan indikere tilstedeværelsen av en sannsynlig nedhullstilstand. Prosessoren 180 kan registrere divergensen mellom det forventede verdisettet og det målte verdisettet over området vist ved 1615 og den kan indikere en sannsynlig plassering av nedhullstilstanden (omkring målt dybdeområde ved 1615). Prosessoren 180 kan registrere denne gradientforskjellen og identifisere tilstanden som en sannsynlig borekaksopphoping. Prosessoren 180 kan videre bestemme at den sannsynlige posisjonen av borekaksopphoping er i dybdeområdet som svarer til de divergerende gradientene mellom målt- og forventet-verdisett (f.eks. område 1615).
Figur 17 viser et eksempel på forventet-verdisett (1705) og et eksempel på målt-verdisettet (1710) av borestreng-tensjon for en borestreng opptatt med sleiding, for eksempel under retningsbestemt boring. Ofte ved retningsbestemt boring vil boreren gi slakk etter behov for å oppnå tilstrekkelig nedhulls vekt på borkronen til å bore. Den tilstrekkelige nedhulls-vekten på borkronen kan bestemmes og styres indirekte ved for eksempel å overvåke en dreneringsrør-trykkøking som svarer til et ønsket vrimoment fra en slammotor, eller ved å overvåke inntrengingshastigheten. Sleideoperasjonen på figur 17 likner slakkeoperasjonen på figur 16, med tillegg av vekt (dvs. borestreng-kompresjon) på borkronen. Det målte verdisettet på figur 17 kan oppnås under sleideboring. Som i beskrivelsen av slakkeoperasjonen kan tilstedeværelsen av en offset-differanse mellom det forventede verdisettet (1705) og det målte verdisettet (1710) være en indikasjon på en nedhullstilstand. Divergensen mellom det forventede verdisettet og det målte verdisettet over området vist ved 1715 kan være en indikasjon på plasseringen av nedhullstilstanden. Differansen i forventede verdi- og måltverdi-gradienter over området vist ved 1715 kan være en indikasjon på ansamling av spon i den mid-horisontale seksjonen 1120 av borehullet
1100. Prosessoren 180 kan registrere offset mellom forventet verdisett og målt verdisett og kan indikere tilstedeværelse av en sannsynlig nedhullstilstand.
Prosessoren 180 kan registrere divergensen mellom det forventede verdisettet og det målte verdisettet over området vist ved 1715 og den kan indikere en sannsynlig plassering av nedhullstilstanden (omkring målt dybdeområde på 1715). Prosessoren 180 kan registrere denne gradientforskjellen og identifisere tilstanden som en sannsynlig sponansamling. Prosessoren 180 kan fastslå at den sannsynlige plasseringen av sponansamlingen er i det dybdeområdet som svarer til de divergerende gradientene mellom målt- og forventet verdisett (f.eks. område 1715).
Figur 18 viser et eksempel på forventet verdisett (1805) og et eksempel på det målte verdisettet (1810) av borestreng-tensjon for en borestreng opptatt med pick up. Som ved beskrivelsen av pick up i forbindelse med figur 15, kan tilstedeværelsen av en offset-forskjell mellom det forventede verdisettet (1805) og det målte verdisettet
(1810) være en indikasjon på en nedhullstilstand. Divergensen mellom det forventede verdisettet og det målte verdisettet over området 1815 kan være en indikasjon på plasseringen av nedhullstilstanden. Imidlertid forekommer, i motsetning til forklaringen om pick up i relasjon til figur 15, divergensen mellom forventet og målt verdisett i trinnvis endring ved 1815. I visse situasjoner kan det hende at trinnendringen 1815 ikke er så uttalt som det eksempelet som er vist på figur 18. Trinnendringen i forventet verdi og målt verdisett ved 1815 kan være en indikasjon på et borehullavvik i tangentseksjonen 1110 til borehullet 1100. Et borehullavvik kan omfatte hvilket som helst relativt kort intervall av avvik fra den forventede sylindriske formen av borehullet. Eksempler på mulige borehullavvik inkluderer for eksempel og uten begrensning: en deformert eller skadd del av casing, en borehull-hindring, en skiferhevelse, en sluffed-in hullseksjon, et skikt, en stor dogleg, eller et key-seat. Prosessoren 180 kan registrere offset mellom det forventede verdisettet og det målte verdisettet og kan indikere tilstedeværelsen av en sannsynlig nedhullstilstand. Prosessoren 180 kan registrere divergensen mellom det forventede verdisettet og det målte verdisettet over området vist ved 1815 og kan indikere en sannsynlig plassering av nedhullstilstanden rundt det målte dybdeområdet ved 1815. Prosessoren 180 kan registrere at denne forskjellen mellom målt og forventet borestrengtensjon representerer en trinnendring og identifisere betingelsen som et borehullavvik. Prosessoren 180 kan bestemme at den sannsynlige plasseringen av borehullavviket ligger på eller nær den dybden som svarer til trinnendringen 1815.
Figur 19 viser et eksempel på forventet verdisett (1905) og et eksempel det målte verdisettet (1910) for borestreng-vrimoment for en borestreng opptatt med rotasjonsboring med om lag 5 000 foot-pounds vekt på borkronen. I motsetning til tidligere kurver (figur 15-18) representerer horisontalaksen på figur 19 borestreng-vrimoment (ikke tensjon), og det forventede verdisettet (1905) kan representere verdier for borestreng-vrimoment forventet (f.eks. lagt inn av en bruker, modellert eller målt tidligere) langs lengden av borestrengen. Nærmere bestemt kan det forventede verdisettet (1905) representere: • forventet vrimoment på borkronen under roterende boring (f.eks. 5 000 foot-pounds), • et intervall av en forventet partikulærgradient (1901) som svarer til økende borestreng-vrimoment med økende avstand fra borehullbunnen, som svarer til: (a) det kumulative (fra borestrengbunnen) vrimomentet konsumert av borehullet (dvs. friksjonelt borehull-vrimoment) langs den delen av borestrengen som ligger i den horisontale hullseksjonen, pluss (b) en offset som svarer til det forventede borkrone-vrimomentet, et annet intervall av en annen forventet partikulærgradient (1902) som svarer til økende borestreng-vrimoment med økende avstand fra hullbunnen, som svarer til: (a) det kumulative (fra bunnen av dette intervallet) friksjonelt borehull-vrimoment langs delen av borestrengen i tangentseksjonen, pluss (b) en offset som svarer til det totale borestreng-vrimomentet på bunnen av dette tangentintervallet av borestreng som er resultatet fra intervallene nedenfor, og • et tredje hovedintervall av tredje forventede partikulærgradient (1903) av økende borestreng-vrimoment med økende avstand fra hullbunnen, som svarer til: (a) den kumulative (fra dette intervallets bunn) friksjonelle borehull-vrimomentet langs den delen av borestrengen i den vertikale seksjonen (forventet i dette eksempelet å være nær null i vertikalsnitt), pluss (b) offset som svarer til det totale borestreng-vrimomentet på bunnen av dette vertikale intervallet av borestreng som er resultatet av intervallene nedenfor.
Offsetforskjellen i det forventede verdisettet (1905) og det målte verdisettet (1910) kan være en indikasjon på en nedhullstilstand. Divergensen mellom det forventede verdisettet og det målte verdisettet over området vist ved 1915 kan være en indikasjon på plasseringen av nedhullstilstanden. Forskjellen i forventet-verdi- og målt-verdi-gradienten over området vist ved 1915 kan være en indikasjon på en borekaksopphoping i den midt-horisontale seksjonen 1120 av borehullet 1100. Prosessoren 180 kan registrere offset mellom det forventede verdisettet og det målte verdisettet og kan indikere tilstedeværelsen av en sannsynlig nedhullstilstand. Prosessoren 180 kan registrere divergensen mellom det forventede verdisettet og det målte verdisettet over området vist ved 1915 og den kan indikere en sannsynlig plassering av nedhullstilstanden (omkring målt dybdeområde ved 1915).
Prosessoren 180 kan registrere denne gradientforskjellen og identifisere tilstanden som en sannsynlig borekaksopphoping. Slike borekaksopphoping kan øke friksjons-draget over intervallet med borekaksopphoping, og slik øke vrimoment-gradienten (dvs. endringen i vrimoment per endring i målt dybde) målt over dette intervallet. En økt vrimoment-gradient (fra hvilken som helst kilde) over et intervall ville tendere til å øke den samlede vrimoment-lasten målt under rotasjon i posisjoner fra dette intervallet og opp til overflaten, som kan resultere i en offset-forskjell, som også vist på figur 19. Prosessoren 180 kan i tillegg bestemme at den sannsynlige plasseringen av borekaksopphoping er i dybdeområdet som svarer til de divergerende gradientene mellom de målte og de forventede verdisettene (f.eks. område 1915). Prosessoren 180 kan registrere denne gradientforskjellen og identifisere tilstanden som en sannsynlig borekaksopphoping.
Figur 20 viser et eksempel på forventet verdisett (2005) og et eksempel på det målte verdisettet (2010) av borestreng-vrimoment for en borestreng som roterer off-bottom. Borere vil noen ganger pick up off-bottom og rotere for å observere overflate-vrimoment, eller bearbeide hullet. Figur 20 med rotasjon off-bottom likner rotasjons-boreoperasjonen på figur 19, men uten vekt-på-borkronen og tilhørende vrimoment ved samvirket borkrone/formasjon. Tilsvarende til rotasjonsboring-diskusjonen kan tilstedeværelsen av en offsetforskjell mellom forventet-verdisett (2005) og målt-verdisett (2010) være en indikasjon på en nedhullstilstand.
Divergensen mellom det forventede verdisettet og det målte verdisettet over området vist ved 2015 kan være en indikasjon på posisjonen til nedhullstilstanden. Forskjellen i forventet-verdi- og måltverdi-gradienter over området vist ved 2015 kan være en indikasjon på borekaksopphoping i den mid-horisontale seksjonen 1120 av borehullet 1100. Prosessoren 180 kan registrere offset mellom det forventede verdisettet og det målte verdisettet og kan indikere tilstedeværelsen av en sannsynlig nedhullstilstand. Prosessoren 180 kan registrere divergensen mellom det forventede verdisettet og det målte verdisettet over området vist ved 2015, og den kan indikere en sannsynlig posisjon for nedhullstilstanden (omkring målt dybdeområde for 2015). Prosessoren 180 kan registrere denne gradientforskjellen og identifisere tilstanden som en sannsynlig borekaksopphoping. Prosessoren 180 kan bestemme at den sannsynlige plasseringen av borekaksopphoping er i dybdeområdet som svarer til de divergerende gradienter mellom målt- og forventet-verdisett (f.eks. område 2015).
Figur 21 viser et eksempel på forventet verdisett (2105) og et eksempel på det målte verdisettet (2110) av borestreng-vrimoment for en borestreng opptatt med off-bottom rotasjon. Tilsvarende til den tidligere gjennomgangen av off-bottom med henvisning til figur 20, kan tilstedeværelsen av offsetforskjell mellom det forventede verdisettet
(2105) og det målte verdisettet (2110) være en indikasjon på en nedhullstilstand. Divergensen mellom det forventede verdisettet og det målte verdisettet over området vist ved 2115 kan være en indikasjon på posisjonen til nedhullstilstanden. I motsetning til diskusjonen med henvisning til figur 20 foregår imidlertid divergensen mellom forventet- og målt-verdisettene i en trinnendring ved 2115. I visse situasjoner kan det hende at trinnendringen 2115 ikke er like uttalt som eksempelet vist på figur 21. Trinnendringen i forventet-verdi og det målte verdisettet ved 2115 er indikativt på et sannsynlig borehullsavvik i tangentseksjonen 1110 av borehullet 1100.
Prosessoren 180 kan registrere forskyvningen mellom det forventede verdisettet og det målte verdisettet, og kan indikere eksistensen av en sannsynlig nedhullstilstand. Prosessoren 180 kan registrere divergensen mellom det forventede verdisettet og det målte verdisettet over området vist ved 2115, og den kan indikere en sannsynlig plassering av nedhullstilstanden (omkring målt dybdeområde ved 2115). Prosessoren 180 kan registrere at denne forskjellen mellom målt og forventet borestreng-vrimoment representerer en trinnendring og identifisere tilstanden som et borehullavvik. Prosessoren 180 kan bestemme den sannsynlige plasseringen av borehullavviket til den dybden eller omkring den dybden svarer til trinnendringen 2115.
Nedhullstilstandene kan også karakteriseres av prosessoren 180 (blokk 1420). Slik karakterisering kan omfatte bestemmelse av et sannsynlig størrelsesområde av tilstanden. Størrelsene av målt og forventet kraftverdi og målt og forventet verdi-gradienter kan være indikasjoner (f.eks. analytisk ved kjente relasjoner, eller empirisk) på karakteristika ved tilstanden. Eksempelvis kan de spesielle endringene i krefter eller gradienter nyttes til å estimere en revidert effektiv friksjonsfaktor for et intervall. En spesiell endring i krefter eller gradienter kan nyttes til å estimere et bestemt prosentvolum eller tverrsnitta real av borehull oppfylt av spon i et sponfylt intervall. I andre eksempler kan prosessoren 180 karakterisere intervallengden av et borehullavvik slik som en skiferhevelse. I ytterligere andre eksempler kan prosessoren 180 karakterisere kritikaliteten (f.eks. fra et borestreng-integritets-standpunkt) av et borehullavvik slik som et kilespor eller alvorlig dogleg. Prosessoren 180 kan i tillegg bruke kraftdata fra kraftsensorer langs borestrengen, slik som bøyekrefter, i visse karakteriseringer.
Prosessoren 180 eller brukeren kan bruke en kombinasjon av målt krafttyper ved detekterting, identifisering, lokalisering eller karakterisering av én eller flere nedhullstilstander. Eksempelvis kan prosessoren 180 eller brukeren bruke én eller flere av følgende til å detektere, identifisere, lokalisere eller karakterisere en nedhullstilstand: målt tensilkraftdata og tilknyttede forventet-data, og målt vrimoment-data og tilknyttede forventet-data, tensilkraft og vrimomentgradienter og respektive gradientforskjeller. Som det fremgår av figurene 15 og 20 for eksempel, kan en enkelt tilstand (borekaksopphoping i horisontalen i disse to eksemplene) resultere i målt tensilkraft-datasett og målt vrimoment-datasett, som korrelerer innbyrdes. Prosessoren 180 eller brukeren kan bruke vrimoment og tensjonsdata sammen for å oppnå større sikkerhet for detektering, identifisering, lokalisering eller karakterisering av en nedhullstilstand. Likedan kan prosessoren 180 eller brukeren korrelere samme målt krafttype (f.eks. tensjon) som er målt i forskjellig men sekvensiell operasjonsprosess (f.eks. pick-up og slack-off).
Prosessoren 180 kan bruke andre data fra sensorer og borestreng sensorer på boreriggplassen til å detektere, identifisere, lokalisere eller karakterisere én eller flere nedhullstilstander. Eksempelvis trykksensor-målte verdisett fra trykksensorer langs borestrengen og forventet trykkverdi-sett, forskjeller mellom trykkverdisettene, gradienter av respektive trykkverdisett og trykkgradient-forskjeller kan for visse nedhullstilstander bli dybde-korrelert med respektive kraftsensor-verdisett, deres forskjeller, gradienter og gradientforskjeller. I et annet eksempel kan formasjons-loggdata (f.eks. fra et MWD/LWD-verktøy 150 som blir kjørt på borestrengen) bli dybdekorrelert med visse nedhullstilstander. Som beskrevet med henvisning til figur 21, kan for eksempel et økt vrimoment versus forventet vrimoment bli detektert i et kort intervall og indikere og lokalisere et sannsynlig borehullavvik. For å fortsette med eksempelet kan tillegg av MWD/LWD-gammastråle-loggdata yte spesifikke indikasjoner på oljeskifer på samme dybde som tilstanden. Tilstanden kan så identifiseres med større konfidens som en skiferhevelse fremfor en annen type borehullavvik.
Visse andre nedhullstilstander kan bli detektert i tillegg, identifisert, lokalisert ellerkarakterisert vedliknende teknikker. Eksempeltilstander som kan detekteres er tapt sirkulasjon, som kan skape mild differensiell fastkjøring (dvs. ikke så langt som til en fastkjørt borestreng) eller en fastkjørt borestreng. Multiple kraftmålinger kan utføres langs borestrengen og sammenliknes med forventede verdier, i prosessen med å gjøre en borestreng frigjort.
En slik prosess kan involvere påtrykking av én eller flere av vrimoment, tensjon, kompresjon eller slag (f.eks. skaking) på borestrengen fra overflaten. Overføring av et slikt vrimoment, tensjon, kompresjon eller slag nedover borestrengen til fastkjørings-punktet kan bli utsatt for liknende borehull-drag, borehull-vrimoment og borehull-tilstander som forbruker deler av de overførte kreftene. Sammenligning av forventede og målte krefter langs borestrengen kan nyttes til å forbedre styring og virkningsgrad av slike prosesser.
Som anført tidligere kan, i visse utførelser, målt-verdisett brukes direkte til å skaffe én eller flere forventede verdier eller et forventet-verdisett for bruk i de fremgangs-måtene som er gjennomgått. Eksempelvis kan detektering, identifisering, posisjon og karakterisering av et borehullavvik slik som avviket som ble beskrevet med henvisning til figur 18, bli utført med én eller flere forventede verdier avledet direkte fra det målte verdisettet. Figur 22 viser det målte verdisettet fra figur 18 (1805, som er vist som en heltrukket strek på denne figuren) med borestreng-tensjon for en borestreng opptatt med pick up. Det forventede verdisettet er utelatt fra figur 22. Prosessoren 180 eller brukeren kan detektere tilstedeværelsen av en nedhullstilstand basert på tilstedeværelsen av en relativt brå endring i den målte gradienten (1815). Prosessoren 180 eller brukeren kan ekstrapolere den målte verdig rad ienten ved dybdeintervallet
(2205), opphulls i forhold til dybdeintervallet for brå endring i målt gradient 1815, for å etablere én eller flere forventet-verdier eller en forventet verdigradient over intervall 2210 for sammenlikning med de målte verdiene over området 2210. Prinsippene ved dette eksempelet kan anvendes på andre eksempelutførelser av oppfinnelsen.
Prosessoren 180 kan utføre ytterligere tiltak etter detektering av en nedhullstilstand (blokk 1040). Som vist på figur 23 kan de ytterligere tiltakene omfatte én eller flere av følgende: sending av en alarm (blokk 2305), tilby operatøren rådgiving om tiltak (f.eks. stenge borehullet, endre fluidtetthet eller andre egenskaper, endre strømnings-rate, risting (jar)/endre rotasjonshastighet, short trip (f.eks. for hullrensing) (blokk 2310), eller sende et styresignal til berørt riggutstyr eller verktøy på overflaten eller nedhulls (blokk 2315). Som vist på figur 24 kan for eksempel styresignalet få rigg-utstyret på overflaten eller nedhulls til å gå til posisjonen for et problem innenfor borehullet (blokk 2405), for eksempel for å rense opp en borehullshindring. Styresignalet kan i tillegg eller alternativt sørge for andre automatiserte tiltak. Disse tiltakene kan omfatte for eksempel følgende: stenge borehullet, endre fluidtetthet eller andre egenskaper, endre strømningsrate, skaking, endre rotasjonshastighet, eller short tripping.
Som anført tidligere kan i visse utførelser ett eller flere av måltverdi-settene av krefter (f.eks. målte tensjons-/kompresjons- eller vrimoment-verdier) og det forventede verdisettet av krefter bli gitt til brukeren for manuell interpretering ved sammenlikning av tabeller, kurver, logger, grafer eller liknende. I disse tilfellene kan prosessoren 180 bli brukt til innsamling av målte data, og brukeren kan manuelt (f.eks. uten å basere seg på prosessoren) utføre trinnene som er skissert ovenfor med detektering, identifisering, lokalisering og karakterisering av en nedhullstilstand. I disse tilfellene kan prosessoren 180 bli brukt til innsamling av målte data og visning eller på annen måte disponere slike data i samband med forventede verdier, og brukeren man manuelt utføre trinnene skissert ovenfor med detektering, identifisering, lokalisering og karakterisering av en nedhullstilstand.
Prosessoren 180 kan også modifisere det forventede verdisettet (blokk 1045), som vist på figur 25. Prosessoren 180 kan modifisere det forventede verdisettet til å ta hensyn til en detektert nedhullstilstand (blokk 2505). Prosessoren 180 kan modifisere det forventede verdisettet for å ta hensyn til andre faktorer, slik som de som er gjennomgått med hensyn til bestemmelse av det forventede verdisettet (blokk 2510).
Nærværende oppfinnelse er derfor vel tilpasset for å utføre de nevnte tiltakene og oppnå målene, samt tiltak som følger av disse. Mens oppfinnelsen er blitt avbildet, beskrevet og er definert ved henvisning til eksempler av oppfinnelsen, innebærer en slik henvisning ingen begrensning på oppfinnelsen, og ingen slik begrensning skal antas. Oppfinnelsen er i stand til betydelig modifisering, endring og ekvivalent-versjoner, slik som personer med vanlig innsikt i teknikken vil kunne avlede fra denne beskrivelsen. De avbildede og beskrevne eksemplene er ikke uttømmende for oppfinnelsen.
Følgelig er intensjonen at oppfinnelsen er begrenset bare av omfanget av de vedlagte kravene, idet ekvivalenter erkjennes på alle måter.
Claims (15)
1. Fremgangsmåte for å analysere én eller flere egenskaper i borehull,karakterisert ved: mottak av et antall kraftmålinger, valgt fra gruppen bestående av kraftmålinger, trykkmålinger, akselerasjonsmålinger og temperaturmålinger, hvori hver av målingene tilsvarer en posisjon langs en borestreng, idet borestrengen omfatter et borerør, og der minst én kraftmåling svarer til en posisjon langs borerøret; bestemme om en innstrømning har forekommet, basert i det minste delvis på antallet målinger.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende: å bestemme posisjonen av innstrømningen.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, videre omfattende: å tilveiebringe en grafisk indikasjon til en operatør av posisjonen til innstrømningen.
4 Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende: å karakterisere innstrømningen.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende: å be en operatør om å gå til handling basert på innstrømningen.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende: å gå til handling som svar på innstrømningen, inkludert nedstengning i et borehull.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende: å gå til handling som svar på innstrømningen, inkludert justering av en slamegenskap.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende: å gå til handling som svar på innstrømningen, inkludert justering av en strømningsrate for slam.
9. Et måling-under-boring-system,karakterisert ved: et antall sensorer for å måle et antall målinger valgt fra gruppen bestående av
krefter, trykk, akselerasjoner og temperaturer, der sensorene er lokalisert langs et borestreng, hvori minst én sensor er lokalisert langs et borerør; en prosessor; og et minne, idet minnet inkluderer ekskverbare instruksjoner som, når de utføres, får prosessoren til: å bestemme om en innstrømning har forekommet, basert, i det minste delvis, på antallet målinger; og hvori minst én av antallet målinger er koblet til prosessoren.
10. Måling-under-boring-systemet ifølge krav 9, hvori de eksekverbare instruksjoner i tillegg skal få prosessoren til å: bestemme en lokalisering av innstrømningen.
11. Måling-under-boring-systemet ifølge krav 10, hvori de eksekverbare instruksjoner i tillegg får prosessoren til å: tilveiebringe en grafisk indikasjon til en operatør av lokaliseringen av innstrømningen.
12. Måling-under-boring-systemet ifølge krav 9, hvori de eksekverbare instruksjoner i tillegg får prosessoren til å: be en operatør om å gå til handling basert på innstrømningen.
13. Måling-under-boring-systemet ifølge krav 9, hvori de eksekverbare instruksjoner i tillegg får prosessoren til å: gå til handling som svar på innstrømningen, inkludert nedstengning i et borehull.
14. Måling-under-boring-systemet ifølge krav 9, hvori de eksekverbare instruksjoner i tillegg får prosessoren til å: gå til handling som svar på innstrømningen, inkludert justering av en slamegenskap.
15. Måling-under-boring-systemet ifølge krav 9, hvori de eksekverbare instruksjoner i tillegg får prosessoren til å: gå til handling som svar på innstrømningen, inkludert justering av en strømningsrate for mud.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US55003304P | 2004-03-04 | 2004-03-04 | |
| PCT/US2005/006837 WO2005091019A1 (en) | 2004-03-04 | 2005-03-02 | Multiple distributed force measurements |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20141484L NO20141484L (no) | 2006-10-04 |
| NO339231B1 true NO339231B1 (no) | 2016-11-21 |
Family
ID=34976088
Family Applications (8)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20064506A NO342370B1 (no) | 2004-03-04 | 2006-10-04 | System for kommunikasjon med flere kommunikasjonsveier langs en borestreng |
| NO20064505A NO337203B1 (no) | 2004-03-04 | 2006-10-04 | Fremgangsmåte, dataprogram og måling-under-boring-system for innsamling og analysering av én eller flere trykkmålinger |
| NO20064504A NO335639B1 (no) | 2004-03-04 | 2006-10-04 | Fremgangsmåte,datamaskinprogram og måling-under-boring-system for innsamling og analyse av kraftmålinger i et borehull |
| NO20141483A NO339241B1 (no) | 2004-03-04 | 2014-12-08 | Fremgangsmåte og måling-under-boring-system for å analysere kraftmålinger ved en borestreng |
| NO20141484A NO339231B1 (no) | 2004-03-04 | 2014-12-08 | Måling-under-boring-system og fremgangsmåte for å bestemme om en innstrømning har forekommet |
| NO20141482A NO339239B1 (no) | 2004-03-04 | 2014-12-08 | Fremgangsmåte og system ved måling-under-boring for innsamling og analysering av kraftmålinger ved en borestreng |
| NO20150463A NO339174B1 (no) | 2004-03-04 | 2015-04-17 | Fremgangsmåte og dataprogram for modellering av borehull, og anvendelse av borestreng for lokalisering av nedhullstilstand i borehull |
| NO20171153A NO344570B1 (no) | 2004-03-04 | 2017-07-12 | Multiple distribuerte sensorer langs borestreng i et brønnhull for måling av perturbasjon |
Family Applications Before (4)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20064506A NO342370B1 (no) | 2004-03-04 | 2006-10-04 | System for kommunikasjon med flere kommunikasjonsveier langs en borestreng |
| NO20064505A NO337203B1 (no) | 2004-03-04 | 2006-10-04 | Fremgangsmåte, dataprogram og måling-under-boring-system for innsamling og analysering av én eller flere trykkmålinger |
| NO20064504A NO335639B1 (no) | 2004-03-04 | 2006-10-04 | Fremgangsmåte,datamaskinprogram og måling-under-boring-system for innsamling og analyse av kraftmålinger i et borehull |
| NO20141483A NO339241B1 (no) | 2004-03-04 | 2014-12-08 | Fremgangsmåte og måling-under-boring-system for å analysere kraftmålinger ved en borestreng |
Family Applications After (3)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20141482A NO339239B1 (no) | 2004-03-04 | 2014-12-08 | Fremgangsmåte og system ved måling-under-boring for innsamling og analysering av kraftmålinger ved en borestreng |
| NO20150463A NO339174B1 (no) | 2004-03-04 | 2015-04-17 | Fremgangsmåte og dataprogram for modellering av borehull, og anvendelse av borestreng for lokalisering av nedhullstilstand i borehull |
| NO20171153A NO344570B1 (no) | 2004-03-04 | 2017-07-12 | Multiple distribuerte sensorer langs borestreng i et brønnhull for måling av perturbasjon |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (6) | US7555391B2 (no) |
| EP (3) | EP3556993B1 (no) |
| AU (1) | AU2005224600B2 (no) |
| BR (2) | BRPI0508448B1 (no) |
| CA (1) | CA2558332C (no) |
| GB (1) | GB2428096B (no) |
| NO (8) | NO342370B1 (no) |
| WO (2) | WO2005091019A1 (no) |
Families Citing this family (170)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9051781B2 (en) | 2009-08-13 | 2015-06-09 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Mud motor assembly |
| US9745799B2 (en) | 2001-08-19 | 2017-08-29 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Mud motor assembly |
| GB2428096B (en) | 2004-03-04 | 2008-10-15 | Halliburton Energy Serv Inc | Multiple distributed force measurements |
| US7054750B2 (en) * | 2004-03-04 | 2006-05-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system to model, measure, recalibrate, and optimize control of the drilling of a borehole |
| US7657414B2 (en) * | 2005-02-23 | 2010-02-02 | M-I L.L.C. | Three-dimensional wellbore visualization system for hydraulics analyses |
| US20060033638A1 (en) | 2004-08-10 | 2006-02-16 | Hall David R | Apparatus for Responding to an Anomalous Change in Downhole Pressure |
| US7548068B2 (en) | 2004-11-30 | 2009-06-16 | Intelliserv International Holding, Ltd. | System for testing properties of a network |
| FR2883073B1 (fr) * | 2005-03-09 | 2009-07-10 | Commissariat Energie Atomique | Procede et dispositif d'acquisition d'une forme geometrique. |
| US7394257B2 (en) * | 2005-03-30 | 2008-07-01 | Schlumberger Technology Corporation | Modular downhole tool system |
| US8344905B2 (en) | 2005-03-31 | 2013-01-01 | Intelliserv, Llc | Method and conduit for transmitting signals |
| WO2006119200A2 (en) * | 2005-04-29 | 2006-11-09 | The Board Of Trustees Of The Leland Stanford Junior University | High-sensitivity fiber-compatible optical acoustic sensor |
| US7504963B2 (en) * | 2005-05-21 | 2009-03-17 | Hall David R | System and method for providing electrical power downhole |
| US8376065B2 (en) * | 2005-06-07 | 2013-02-19 | Baker Hughes Incorporated | Monitoring drilling performance in a sub-based unit |
| JP2009503306A (ja) * | 2005-08-04 | 2009-01-29 | シュルンベルジェ ホールディングス リミテッド | 坑井遠隔計測システム用インターフェイス及びインターフェイス方法 |
| US7804302B2 (en) * | 2005-08-10 | 2010-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for enhancing formation resistivity images obtained with downhole galvanic tools |
| US7639016B2 (en) * | 2005-08-10 | 2009-12-29 | Baker Hughes Incorporated | Downhole multi-phase flow imager |
| US7395724B2 (en) * | 2005-08-22 | 2008-07-08 | Honeywell International Inc. | Torque sensor packaging systems and methods |
| US9109439B2 (en) * | 2005-09-16 | 2015-08-18 | Intelliserv, Llc | Wellbore telemetry system and method |
| US7881565B2 (en) | 2006-05-04 | 2011-02-01 | The Board Of Trustees Of The Leland Stanford Junior University | Device and method using asymmetric optical resonances |
| US7798246B2 (en) * | 2006-05-30 | 2010-09-21 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method to control the rotation of a downhole drill bit |
| US7857046B2 (en) * | 2006-05-31 | 2010-12-28 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for obtaining a wellbore schematic and using same for wellbore servicing |
| US20070278009A1 (en) * | 2006-06-06 | 2007-12-06 | Maximo Hernandez | Method and Apparatus for Sensing Downhole Characteristics |
| US7533724B2 (en) * | 2006-09-08 | 2009-05-19 | Impact Guidance Systems, Inc. | Downhole intelligent impact jar and method for use |
| EP1903181B1 (en) * | 2006-09-20 | 2012-02-01 | Services Pétroliers Schlumberger | Contact-less sensor cartridge |
| US7630589B2 (en) | 2007-01-09 | 2009-12-08 | The Board Of Trustees Of The Leland Stanford Junior University | Photonic crystal structure sensor |
| GB0703470D0 (en) * | 2007-02-22 | 2007-04-04 | Gomez Michael J J | Apparatus for determining the dynamic forces on a drill string during drilling operations |
| US8188882B2 (en) * | 2007-04-16 | 2012-05-29 | Baker Hughes Incorporated | Depth measurement by distributed sensors |
| US20080314641A1 (en) * | 2007-06-20 | 2008-12-25 | Mcclard Kevin | Directional Drilling System and Software Method |
| US7645180B2 (en) * | 2007-10-18 | 2010-01-12 | Thielenhaus Microfinish Corporation | Method for finishing a workpiece |
| US20090116000A1 (en) * | 2007-11-01 | 2009-05-07 | Jason Kiddy | Fiber optic shape determination system |
| WO2009068302A2 (en) * | 2007-11-30 | 2009-06-04 | Services Petroliers Schlumberger | Downhole, single trip, multi-zone testing system and downhole testing method using such |
| US7963323B2 (en) * | 2007-12-06 | 2011-06-21 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and apparatus to deploy a cement plug in a well |
| US20090145661A1 (en) * | 2007-12-07 | 2009-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Cuttings bed detection |
| NO20080077L (no) * | 2008-01-04 | 2009-07-06 | Harald Benestad | Sensor og deteksjonsanordning for anvendelse av sensoren |
| US7694558B2 (en) * | 2008-02-11 | 2010-04-13 | Baker Hughes Incorporated | Downhole washout detection system and method |
| WO2009105561A2 (en) * | 2008-02-19 | 2009-08-27 | Baker Hughes Incorporated | Downhole measurement while drilling system and method |
| US8775085B2 (en) * | 2008-02-21 | 2014-07-08 | Baker Hughes Incorporated | Distributed sensors for dynamics modeling |
| US8600679B2 (en) * | 2008-02-27 | 2013-12-03 | Baker Hughes Incorporated | System and method to locate, monitor and quantify friction between a drillstring and a wellbore |
| RU2613374C2 (ru) * | 2008-03-03 | 2017-03-16 | Интеллизерв Интернэшнл Холдинг, Лтд | Мониторинг скважинных показателей при помощи измерительной системы, распределенной по бурильной колонне |
| US8042623B2 (en) * | 2008-03-17 | 2011-10-25 | Baker Hughes Incorporated | Distributed sensors-controller for active vibration damping from surface |
| US8860583B2 (en) * | 2008-04-03 | 2014-10-14 | Baker Hughes Incorporated | Mud channel characterization over depth |
| US8616277B2 (en) * | 2008-04-14 | 2013-12-31 | Baker Hughes Incorporated | Real time formation pressure test and pressure integrity test |
| US8042624B2 (en) * | 2008-04-17 | 2011-10-25 | Baker Hughes Incorporated | System and method for improved depth measurement correction |
| US8540035B2 (en) | 2008-05-05 | 2013-09-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Extendable cutting tools for use in a wellbore |
| CA2871928C (en) * | 2008-05-05 | 2016-09-13 | Weatherford/Lamb, Inc. | Signal operated tools for milling, drilling, and/or fishing operations |
| EP2350697B1 (en) * | 2008-05-23 | 2021-06-30 | Baker Hughes Ventures & Growth LLC | Reliable downhole data transmission system |
| US20090294174A1 (en) * | 2008-05-28 | 2009-12-03 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole sensor system |
| WO2009155062A1 (en) * | 2008-06-17 | 2009-12-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for mitigating drilling vibrations |
| US8443883B2 (en) * | 2008-07-28 | 2013-05-21 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for detecting poor hole cleaning and stuck pipe |
| US8242929B2 (en) * | 2008-08-12 | 2012-08-14 | Raytheon Company | Wireless drill string telemetry |
| US8245792B2 (en) * | 2008-08-26 | 2012-08-21 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with weight and torque sensors and method of making a drill bit |
| US20100078216A1 (en) * | 2008-09-25 | 2010-04-01 | Baker Hughes Incorporated | Downhole vibration monitoring for reaming tools |
| US20100082258A1 (en) * | 2008-09-26 | 2010-04-01 | Baker Hughes Incorporated | System and method for modeling fluid flow profiles in a wellbore |
| US8210280B2 (en) * | 2008-10-13 | 2012-07-03 | Baker Hughes Incorporated | Bit based formation evaluation using a gamma ray sensor |
| US8164980B2 (en) * | 2008-10-20 | 2012-04-24 | Baker Hughes Incorporated | Methods and apparatuses for data collection and communication in drill string components |
| US20100101785A1 (en) * | 2008-10-28 | 2010-04-29 | Evgeny Khvoshchev | Hydraulic System and Method of Monitoring |
| US8006781B2 (en) * | 2008-12-04 | 2011-08-30 | Baker Hughes Incorporated | Method of monitoring wear of rock bit cutters |
| WO2010135584A2 (en) * | 2009-05-20 | 2010-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole sensor tool with a sealed sensor outsert |
| US8245793B2 (en) * | 2009-06-19 | 2012-08-21 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for determining corrected weight-on-bit |
| US8729901B2 (en) | 2009-07-06 | 2014-05-20 | Merlin Technology, Inc. | Measurement device and associated method for use in frequency selection for inground transmission |
| FR2948145B1 (fr) | 2009-07-20 | 2011-08-26 | Vam Drilling France | Tige de forage et train de tiges de forage correspondant |
| US8645571B2 (en) * | 2009-08-05 | 2014-02-04 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for managing and/or using data for tools in a wellbore |
| US8362915B2 (en) * | 2009-10-30 | 2013-01-29 | Intelliserv, Llc | System and method for determining stretch or compression of a drill string |
| US9085959B2 (en) * | 2010-01-22 | 2015-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for resistivity measurements |
| CN103154682B (zh) | 2010-03-15 | 2015-01-07 | 里兰斯坦福初级大学理事会 | 光纤兼容声学传感器 |
| EP2550425A1 (en) * | 2010-03-23 | 2013-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for well operations |
| CA2792538A1 (en) * | 2010-04-01 | 2011-10-06 | Bp Corporation North America Inc. | System and method for real time data transmission during well completions |
| MX2012014486A (es) * | 2010-06-16 | 2013-02-21 | Schlumberger Technology Bv | Uso de tabulares cableados para comunicaciones/energia en una aplicacion en tubos de salida. |
| US8646519B2 (en) * | 2010-12-17 | 2014-02-11 | Sondex Wireline Limited | Low-profile suspension of logging sensor and method |
| EP2469015B2 (en) † | 2010-12-22 | 2018-11-21 | GE Oil & Gas UK Limited | Prognostics of well data |
| CA2836830C (en) * | 2011-06-29 | 2017-05-09 | The Governors Of The University Of Calgary | Autodriller system |
| US9512708B2 (en) | 2011-06-29 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for automatic weight-on-bit sensor calibration |
| EP2771542A1 (en) * | 2011-10-25 | 2014-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for providing a package of sensors to enhance subterranean operations |
| US9243489B2 (en) | 2011-11-11 | 2016-01-26 | Intelliserv, Llc | System and method for steering a relief well |
| GB2497170B (en) * | 2011-11-29 | 2018-02-21 | Rigaku Denki Co Ltd | X-ray analysis apparatus |
| 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 |
| 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 |
| US9157309B1 (en) | 2011-12-22 | 2015-10-13 | Hunt Advanced Drilling Technologies, LLC | System and method for remotely controlled surface steerable drilling |
| US11085283B2 (en) | 2011-12-22 | 2021-08-10 | Motive Drilling Technologies, Inc. | System and method for surface steerable drilling using tactical tracking |
| 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 |
| US9376909B2 (en) | 2012-01-24 | 2016-06-28 | Baker Hughes Incorporated | Indicator and method of verifying a tool has reached a portion of a tubular |
| 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 |
| 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 |
| US9157313B2 (en) | 2012-06-01 | 2015-10-13 | Intelliserv, Llc | Systems and methods for detecting drillstring loads |
| US9494033B2 (en) | 2012-06-22 | 2016-11-15 | Intelliserv, Llc | Apparatus and method for kick detection using acoustic sensors |
| US9482084B2 (en) * | 2012-09-06 | 2016-11-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Drilling advisory systems and methods to filter data |
| SG11201502134PA (en) * | 2012-09-19 | 2015-05-28 | Halliburton Energy Services Inc | Subsea dummy run elimination assembly and related method |
| WO2014055352A1 (en) | 2012-10-03 | 2014-04-10 | Shell Oil Company | Optimizing performance of a drilling assembly |
| US10753201B2 (en) | 2012-12-17 | 2020-08-25 | Evolution Engineering Inc. | Mud pulse telemetry apparatus with a pressure transducer and method of operating same |
| CA3036490C (en) | 2012-12-17 | 2021-08-03 | Evolution Engineering Inc. | Mud pulse telemetry apparatus with a pressure transducer and method of operating same |
| US9376906B2 (en) * | 2012-12-20 | 2016-06-28 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole cable sensor |
| US9194221B2 (en) | 2013-02-13 | 2015-11-24 | Harris Corporation | Apparatus for heating hydrocarbons with RF antenna assembly having segmented dipole elements and related methods |
| WO2014133505A1 (en) * | 2013-02-27 | 2014-09-04 | Landmark Graphics Corporation | Method and system for performing friction factor calibration |
| US9181787B2 (en) | 2013-03-14 | 2015-11-10 | Harris Corporation | RF antenna assembly with series dipole antennas and coupling structure and related methods |
| US9322256B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-04-26 | Harris Corporation | RF antenna assembly with dielectric isolator and related methods |
| US9376897B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-06-28 | Harris Corporation | RF antenna assembly with feed structure having dielectric tube and related methods |
| US9303464B2 (en) * | 2013-03-26 | 2016-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Wired pipe coupler connector |
| JP2014202727A (ja) * | 2013-04-10 | 2014-10-27 | 株式会社デンソー | トルクセンサ |
| CA2913703C (en) | 2013-05-31 | 2020-09-29 | Evolution Engineering Inc. | Downhole pocket electronics |
| US9638819B2 (en) * | 2013-06-18 | 2017-05-02 | Well Resolutions Technology | Modular resistivity sensor for downhole measurement while drilling |
| US9260961B2 (en) * | 2013-06-14 | 2016-02-16 | Baker Hughes Incorporated | Modular monitoring assembly |
| CA2913203C (en) * | 2013-06-21 | 2019-07-16 | Landmark Graphics Corporation | Methods and systems for determining manufacturing and operating parameters for a deviated downhole well component |
| 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 |
| US9631446B2 (en) | 2013-06-26 | 2017-04-25 | Impact Selector International, Llc | Impact sensing during jarring operations |
| US9377553B2 (en) | 2013-09-12 | 2016-06-28 | Harris Corporation | Rigid coaxial transmission line sections joined by connectors for use in a subterranean wellbore |
| US10385675B2 (en) | 2013-09-17 | 2019-08-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Estimation and calibration of downhole buckling conditions |
| US9376899B2 (en) | 2013-09-24 | 2016-06-28 | Harris Corporation | RF antenna assembly with spacer and sheath and related methods |
| EP3049618B1 (en) | 2013-09-27 | 2018-05-09 | National Oilwell Varco, L.P. | Downhole temperature sensing of the fluid flow in and around a drill string tool |
| US10094210B2 (en) | 2013-10-01 | 2018-10-09 | Rocsol Technologies Inc. | Drilling system |
| WO2015070045A1 (en) | 2013-11-08 | 2015-05-14 | Baylor College Of Medicine | A novel diagnostic/prognostic markers and therapeutic target for cancer |
| WO2015074101A1 (en) | 2013-11-19 | 2015-05-28 | Deep Exploration Technologies Cooperative Research Centre Ltd | Borehole logging methods and apparatus |
| WO2015080740A1 (en) * | 2013-11-27 | 2015-06-04 | Landmark Graphics Corporation | Lumped data modeling of tool joint effects in underbalanced drilling |
| WO2015094174A1 (en) * | 2013-12-17 | 2015-06-25 | Halliburton Energy Services Inc. | Drilling modeling calibration, including estimation of drill string stretch and twist |
| US10190402B2 (en) * | 2014-03-11 | 2019-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Controlling a bottom-hole assembly in a wellbore |
| US10156102B2 (en) | 2014-05-08 | 2018-12-18 | Evolution Engineering Inc. | Gap assembly for EM data telemetry |
| US10301887B2 (en) | 2014-05-08 | 2019-05-28 | Evolution Engineering Inc. | Drill string sections with interchangeable couplings |
| US10301891B2 (en) | 2014-05-08 | 2019-05-28 | Evolution Engineering Inc. | Jig for coupling or uncoupling drill string sections with detachable couplings and related methods |
| US10352151B2 (en) | 2014-05-09 | 2019-07-16 | Evolution Engineering Inc. | Downhole electronics carrier |
| WO2015196278A1 (en) | 2014-06-23 | 2015-12-30 | Evolution Engineering Inc. | Optimizing downhole data communication with at bit sensors and nodes |
| 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 |
| US9890633B2 (en) | 2014-10-20 | 2018-02-13 | Hunt Energy Enterprises, Llc | System and method for dual telemetry acoustic noise reduction |
| MX2017007841A (es) | 2014-12-19 | 2018-02-26 | Schlumberger Technology Bv | Métodos y sistemas de medición para perforación. |
| DE112014007031T5 (de) * | 2014-12-31 | 2017-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Verbesserung der Geosteering-Inversion unter Verwendung von einem elektromagnetischen Look-Ahead-Look-Around-Werkzeug |
| SG11201706865TA (en) * | 2015-02-23 | 2017-09-28 | Transocean Sedco Forex Ventures Ltd | Smart load pin for draw-works |
| EP3262279B1 (en) * | 2015-02-26 | 2019-10-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Improved estimation of wellbore dogleg from tool bending moment measurements |
| US9951602B2 (en) | 2015-03-05 | 2018-04-24 | Impact Selector International, Llc | Impact sensing during jarring operations |
| US12037892B2 (en) * | 2015-05-29 | 2024-07-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems employing a controlled acoustic source and distributed acoustic sensors to identify acoustic impedance boundary anomalies along a conduit |
| CA2983662C (en) | 2015-06-17 | 2019-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drive shaft actuation using radio frequency identification |
| US10210360B2 (en) | 2015-09-02 | 2019-02-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Adjustable bent housing actuation using radio frequency identification |
| US10591372B2 (en) | 2015-12-09 | 2020-03-17 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for measuring cable tension or pressure for a module integrated cable |
| CA3005166C (en) | 2015-12-16 | 2021-01-12 | Landmark Graphics Corporation | Optimized coiled tubing string design and analysis for extended reach drilling |
| US10655449B2 (en) * | 2016-02-26 | 2020-05-19 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Real-time tension, compression and torque data monitoring system |
| US11180983B2 (en) * | 2016-04-28 | 2021-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Distributed sensor systems and methods |
| US20170314389A1 (en) * | 2016-04-29 | 2017-11-02 | Baker Hughes Incorporated | Method for packaging components, assemblies and modules in downhole tools |
| EP3464810A1 (en) * | 2016-05-30 | 2019-04-10 | Welltec Oilfield Solutions AG | Downhole completion device with liquid |
| ES2899689T3 (es) * | 2016-07-05 | 2022-03-14 | Salunda Ltd | Conjunto de pestillo de porta-dedos |
| US11933158B2 (en) | 2016-09-02 | 2024-03-19 | Motive Drilling Technologies, Inc. | System and method for mag ranging drilling control |
| US9797234B1 (en) | 2016-09-06 | 2017-10-24 | Baker Hughes Incorporated | Real time untorquing and over-torquing of drill string connections |
| WO2018052428A1 (en) * | 2016-09-15 | 2018-03-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole wire routing |
| ES2946946T3 (es) | 2016-11-09 | 2023-07-28 | Salunda Ltd | Sensor para un elemento giratorio |
| GB2558956A (en) * | 2017-01-24 | 2018-07-25 | Gorevega Ltd | Method and apparatus for use in appraising a well structure |
| GB2581550B (en) | 2017-05-15 | 2022-01-05 | Landmark Graphics Corp | Method and system to drill a wellbore and identify drill bit failure by deconvoluting sensor data |
| US11506021B2 (en) | 2017-06-15 | 2022-11-22 | Schlumberger Technology Corporation | Dynamic field operations system |
| WO2018231278A1 (en) * | 2017-06-16 | 2018-12-20 | Landmark Graphics Corporation | Systems and methods for detecting kick and well flow |
| US10378338B2 (en) | 2017-06-28 | 2019-08-13 | Merlin Technology, Inc. | Advanced passive interference management in directional drilling system, apparatus and methods |
| US10584574B2 (en) | 2017-08-10 | 2020-03-10 | Motive Drilling Technologies, Inc. | Apparatus and methods for automated slide drilling |
| US10830033B2 (en) | 2017-08-10 | 2020-11-10 | Motive Drilling Technologies, Inc. | Apparatus and methods for uninterrupted drilling |
| US11174718B2 (en) * | 2017-10-20 | 2021-11-16 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Automatic steering instructions for directional motor drilling |
| WO2019119107A1 (en) * | 2017-12-23 | 2019-06-27 | Noetic Technologies Inc. | System and method for optimizing tubular running operations using real-time measurements and modelling |
| US11613983B2 (en) | 2018-01-19 | 2023-03-28 | Motive Drilling Technologies, Inc. | System and method for analysis and control of drilling mud and additives |
| US12055028B2 (en) | 2018-01-19 | 2024-08-06 | Motive Drilling Technologies, Inc. | System and method for well drilling control based on borehole cleaning |
| WO2019183137A1 (en) | 2018-03-23 | 2019-09-26 | Digonnet Michel J F | Diaphragm-based fiber acoustic sensor |
| CN109396210A (zh) * | 2018-11-08 | 2019-03-01 | 鑫国集团有限公司 | 一种油田专用电测传感器 |
| WO2020163372A1 (en) | 2019-02-05 | 2020-08-13 | Motive Drilling Technologies, Inc. | Downhole display |
| WO2020190942A1 (en) | 2019-03-18 | 2020-09-24 | Magnetic Variation Services, Llc | Steering a wellbore using stratigraphic misfit heat maps |
| WO2020222755A1 (en) * | 2019-04-29 | 2020-11-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electrical connector for oil and gas applications |
| US11946360B2 (en) | 2019-05-07 | 2024-04-02 | Magnetic Variation Services, Llc | Determining the likelihood and uncertainty of the wellbore being at a particular stratigraphic vertical depth |
| US11466556B2 (en) | 2019-05-17 | 2022-10-11 | Helmerich & Payne, Inc. | Stall detection and recovery for mud motors |
| AU2021219343A1 (en) * | 2020-02-12 | 2022-10-06 | Globaltech Corporation Pty Ltd | Modular control unit and systems comprising the same |
| CA3204414A1 (en) * | 2021-02-23 | 2022-09-01 | Kenneth Miller | Wireless measurement while drilling module in a downhole tool |
| US11713668B2 (en) * | 2021-04-05 | 2023-08-01 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated well logging systems and methods |
| US11885212B2 (en) | 2021-07-16 | 2024-01-30 | Helmerich & Payne Technologies, Llc | Apparatus and methods for controlling drilling |
| US20230108781A1 (en) * | 2021-10-06 | 2023-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Redundancy enhanced removal of pressure-effect offset for drill bit strain gauge measurements |
| CN114033361A (zh) * | 2021-10-22 | 2022-02-11 | 中国石油大学(华东) | 一种近钻头多参数井下随钻测控系统 |
| US11708755B2 (en) | 2021-10-28 | 2023-07-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Force measurements about secondary contacting structures |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6206108B1 (en) * | 1995-01-12 | 2001-03-27 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system with integrated bottom hole assembly |
| WO2002035048A1 (en) * | 2000-10-27 | 2002-05-02 | Vermeer Manufacturing Company | Solid-state inertial navigation control system for a horizontal drilling machine |
Family Cites Families (79)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3223184A (en) * | 1961-05-31 | 1965-12-14 | Sun Oil Co | Bore hole logging apparatus |
| US3846986A (en) | 1971-08-27 | 1974-11-12 | J Anderson | Geothermal plant cleaning system |
| US3855867A (en) * | 1972-08-21 | 1974-12-24 | Oxford Lab | Liquid transfer pipetting device |
| US3855853A (en) * | 1973-05-09 | 1974-12-24 | Schlumberger Technology Corp | Well bore force-measuring apparatus |
| US3855857A (en) * | 1973-05-09 | 1974-12-24 | Schlumberger Technology Corp | Force-measuring apparatus for use in a well bore pipe string |
| US3827294A (en) * | 1973-05-14 | 1974-08-06 | Schlumberger Technology Corp | Well bore force-measuring apparatus |
| US3864968A (en) * | 1973-05-14 | 1975-02-11 | Schlumberger Technology Corp | Force-measuring apparatus for use in a well bore pipe string |
| US4181014A (en) * | 1978-05-04 | 1980-01-01 | Scientific Drilling Controls, Inc. | Remote well signalling apparatus and methods |
| US4273212A (en) * | 1979-01-26 | 1981-06-16 | Westinghouse Electric Corp. | Oil and gas well kick detector |
| US4456983A (en) * | 1979-10-12 | 1984-06-26 | Dresser Industries, Inc. | System and method for visual display of well logging data |
| US4379493A (en) * | 1981-05-22 | 1983-04-12 | Gene Thibodeaux | Method and apparatus for preventing wireline kinking in a directional drilling system |
| US4384483A (en) * | 1981-08-11 | 1983-05-24 | Mobil Oil Corporation | Preventing buckling in drill string |
| DE3324587A1 (de) * | 1982-07-10 | 1984-01-19 | NL Sperry-Sun, Inc., Stafford, Tex. | Bohrloch-signaluebertrager fuer ein schlammimpuls-telemetriesystem |
| US4739325A (en) * | 1982-09-30 | 1988-04-19 | Macleod Laboratories, Inc. | Apparatus and method for down-hole EM telemetry while drilling |
| US4553428A (en) * | 1983-11-03 | 1985-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Drill stem testing apparatus with multiple pressure sensing ports |
| US4697650A (en) * | 1984-09-24 | 1987-10-06 | Nl Industries, Inc. | Method for estimating formation characteristics of the exposed bottomhole formation |
| US4791797A (en) * | 1986-03-24 | 1988-12-20 | Nl Industries, Inc. | Density neutron self-consistent caliper |
| US4788544A (en) * | 1987-01-08 | 1988-11-29 | Hughes Tool Company - Usa | Well bore data transmission system |
| US4779852A (en) * | 1987-08-17 | 1988-10-25 | Teleco Oilfield Services Inc. | Vibration isolator and shock absorber device with conical disc springs |
| US4805449A (en) * | 1987-12-01 | 1989-02-21 | Anadrill, Inc. | Apparatus and method for measuring differential pressure while drilling |
| US4941951A (en) | 1989-02-27 | 1990-07-17 | Anadrill, Inc. | Method for improving a drilling process by characterizing the hydraulics of the drilling system |
| US5156223A (en) * | 1989-06-16 | 1992-10-20 | Hipp James E | Fluid operated vibratory jar with rotating bit |
| CA2019343C (en) | 1989-08-31 | 1994-11-01 | Gary R. Holzhausen | Evaluating properties of porous formations |
| US5144589A (en) * | 1991-01-22 | 1992-09-01 | Western Atlas International, Inc. | Method for predicting formation pore-pressure while drilling |
| US5410303A (en) * | 1991-05-15 | 1995-04-25 | Baroid Technology, Inc. | System for drilling deivated boreholes |
| US5313829A (en) * | 1992-01-03 | 1994-05-24 | Atlantic Richfield Company | Method of determining drillstring bottom hole assembly vibrations |
| FR2688026B1 (fr) * | 1992-02-27 | 1994-04-15 | Institut Francais Petrole | Systeme et methode d'acquisition de donnees physiques liees a un forage en cours. |
| US5679894A (en) * | 1993-05-12 | 1997-10-21 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for drilling boreholes |
| DE69517166T2 (de) * | 1994-03-30 | 2000-10-05 | Thomson Marconi Sonar Ltd., Stanmore | Akustischer messfühler |
| US5563512A (en) * | 1994-06-14 | 1996-10-08 | Halliburton Company | Well logging apparatus having a removable sleeve for sealing and protecting multiple antenna arrays |
| US5747750A (en) * | 1994-08-31 | 1998-05-05 | Exxon Production Research Company | Single well system for mapping sources of acoustic energy |
| GB9419006D0 (en) * | 1994-09-21 | 1994-11-09 | Sensor Dynamics Ltd | Apparatus for sensor installation |
| US5581024A (en) * | 1994-10-20 | 1996-12-03 | Baker Hughes Incorporated | Downhole depth correlation and computation apparatus and methods for combining multiple borehole measurements |
| CA2165017C (en) * | 1994-12-12 | 2006-07-11 | Macmillan M. Wisler | Drilling system with downhole apparatus for transforming multiple dowhole sensor measurements into parameters of interest and for causing the drilling direction to change in response thereto |
| EP0728915B1 (en) * | 1995-02-16 | 2006-01-04 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for monitoring and recording of operating conditions of a downhole drill bit during drilling operations |
| US6581455B1 (en) * | 1995-03-31 | 2003-06-24 | Baker Hughes Incorporated | Modified formation testing apparatus with borehole grippers and method of formation testing |
| US5995020A (en) * | 1995-10-17 | 1999-11-30 | Pes, Inc. | Downhole power and communication system |
| MY115236A (en) * | 1996-03-28 | 2003-04-30 | Shell Int Research | Method for monitoring well cementing operations |
| US5892758A (en) * | 1996-07-11 | 1999-04-06 | Qualcomm Incorporated | Concentrated subscriber wireless remote telemetry system |
| US6464021B1 (en) * | 1997-06-02 | 2002-10-15 | Schlumberger Technology Corporation | Equi-pressure geosteering |
| WO1999000575A2 (en) * | 1997-06-27 | 1999-01-07 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system with sensors for determining properties of drilling fluid downhole |
| US5886303A (en) * | 1997-10-20 | 1999-03-23 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for cancellation of unwanted signals in MWD acoustic tools |
| US6179066B1 (en) | 1997-12-18 | 2001-01-30 | Baker Hughes Incorporated | Stabilization system for measurement-while-drilling sensors |
| US6026914A (en) * | 1998-01-28 | 2000-02-22 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Wellbore profiling system |
| CA2272044C (en) * | 1998-05-18 | 2005-10-25 | Denis S. Kopecki | Drillpipe structures to accommodate downhole testing |
| GB9818117D0 (en) * | 1998-08-19 | 1998-10-14 | Halliburton Energy Serv Inc | Surveying a subterranean borehole using accelerometers |
| US6271766B1 (en) * | 1998-12-23 | 2001-08-07 | Cidra Corporation | Distributed selectable latent fiber optic sensors |
| US6220087B1 (en) | 1999-03-04 | 2001-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining equivalent static mud density during a connection using downhole pressure measurements |
| US6325146B1 (en) * | 1999-03-31 | 2001-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of downhole testing subterranean formations and associated apparatus therefor |
| EP1177366B1 (en) * | 1999-04-27 | 2005-03-02 | McLoughlin, Stephen John | Apparatus and method for transmitting information to and communicating with a downhole device |
| DE60040696D1 (de) * | 1999-08-05 | 2008-12-11 | Baker Hughes Inc | Kontinuierliches Bohrlochbohrsystem mit stationären Sensormessungen |
| US6315062B1 (en) * | 1999-09-24 | 2001-11-13 | Vermeer Manufacturing Company | Horizontal directional drilling machine employing inertial navigation control system and method |
| US6427125B1 (en) * | 1999-09-29 | 2002-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic calibration of equivalent density |
| US6405136B1 (en) * | 1999-10-15 | 2002-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Data compression method for use in wellbore and formation characterization |
| US6325123B1 (en) * | 1999-12-23 | 2001-12-04 | Dana Corporation | Tire inflation system for a steering knuckle wheel end |
| US6346875B1 (en) * | 2000-01-03 | 2002-02-12 | General Electric Company | GHM aggregator |
| US20020036085A1 (en) * | 2000-01-24 | 2002-03-28 | Bass Ronald Marshall | Toroidal choke inductor for wireless communication and control |
| EP1305547B1 (en) * | 2000-07-19 | 2009-04-01 | Novatek Engineering Inc. | Data transmission system for a string of downhole components |
| US7222022B2 (en) | 2000-07-19 | 2007-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method of determining properties relating to an underbalanced well |
| US6670880B1 (en) * | 2000-07-19 | 2003-12-30 | Novatek Engineering, Inc. | Downhole data transmission system |
| US6568486B1 (en) * | 2000-09-06 | 2003-05-27 | Schlumberger Technology Corporation | Multipole acoustic logging with azimuthal spatial transform filtering |
| US6637523B2 (en) * | 2000-09-22 | 2003-10-28 | The University Of Hong Kong | Drilling process monitor |
| US6516880B1 (en) * | 2000-09-29 | 2003-02-11 | Grant Prideco, L.P. | System, method and apparatus for deploying a data resource within a threaded pipe coupling |
| US6641434B2 (en) * | 2001-06-14 | 2003-11-04 | Schlumberger Technology Corporation | Wired pipe joint with current-loop inductive couplers |
| US7383876B2 (en) * | 2001-08-03 | 2008-06-10 | Weatherford/Lamb, Inc. | Cutting tool for use in a wellbore tubular |
| EP1502005A4 (en) * | 2002-04-19 | 2006-01-11 | Mark W Hutchinson | METHOD AND APPARATUS FOR DETERMINING THE MOTION MODE OF A ROD TRAIN |
| GB2405483B (en) * | 2002-05-13 | 2005-09-14 | Camco Internat | Recalibration of downhole sensors |
| US6708781B2 (en) * | 2002-05-28 | 2004-03-23 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for quantitatively determining variations of a formation characteristic after an event |
| US6568586B1 (en) * | 2002-08-06 | 2003-05-27 | Domino's Pizza Pmc, Inc. | Foldable cardboard food box having food receptacle and dip tray |
| US7224288B2 (en) * | 2003-07-02 | 2007-05-29 | Intelliserv, Inc. | Link module for a downhole drilling network |
| GB2419365B (en) | 2003-06-13 | 2007-09-19 | Baker Hughes Inc | Apparatus and methods for self-powered communication and sensor network |
| US7400262B2 (en) | 2003-06-13 | 2008-07-15 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for self-powered communication and sensor network |
| US8284075B2 (en) * | 2003-06-13 | 2012-10-09 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for self-powered communication and sensor network |
| US7139218B2 (en) * | 2003-08-13 | 2006-11-21 | Intelliserv, Inc. | Distributed downhole drilling network |
| US7999695B2 (en) | 2004-03-03 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface real-time processing of downhole data |
| GB2428096B (en) | 2004-03-04 | 2008-10-15 | Halliburton Energy Serv Inc | Multiple distributed force measurements |
| US7219747B2 (en) | 2004-03-04 | 2007-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Providing a local response to a local condition in an oil well |
| US7204308B2 (en) | 2004-03-04 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Borehole marking devices and methods |
| US7054750B2 (en) | 2004-03-04 | 2006-05-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system to model, measure, recalibrate, and optimize control of the drilling of a borehole |
-
2005
- 2005-03-02 GB GB0619566A patent/GB2428096B/en active Active
- 2005-03-02 WO PCT/US2005/006837 patent/WO2005091019A1/en active Application Filing
- 2005-03-02 US US11/070,625 patent/US7555391B2/en active Active
- 2005-03-02 BR BRPI0508448-2A patent/BRPI0508448B1/pt active IP Right Grant
- 2005-03-02 AU AU2005224600A patent/AU2005224600B2/en active Active
- 2005-03-02 CA CA2558332A patent/CA2558332C/en active Active
- 2005-03-04 BR BRPI0508362-1A patent/BRPI0508362B1/pt active IP Right Grant
- 2005-03-04 EP EP19174955.5A patent/EP3556993B1/en active Active
- 2005-03-04 US US11/072,795 patent/US8364406B2/en active Active
- 2005-03-04 EP EP05724595.3A patent/EP1735642B1/en active Active
- 2005-03-04 EP EP19174973.8A patent/EP3556994B1/en active Active
- 2005-03-04 WO PCT/US2005/007082 patent/WO2005086691A2/en active Application Filing
-
2006
- 2006-10-04 NO NO20064506A patent/NO342370B1/no unknown
- 2006-10-04 NO NO20064505A patent/NO337203B1/no unknown
- 2006-10-04 NO NO20064504A patent/NO335639B1/no unknown
-
2009
- 2009-06-29 US US12/493,845 patent/US7962288B2/en active Active
-
2011
- 2011-06-13 US US13/159,270 patent/US8407006B2/en active Active
-
2012
- 2012-12-21 US US13/724,494 patent/US10934832B2/en active Active
-
2013
- 2013-03-25 US US13/850,116 patent/US9399909B2/en active Active
-
2014
- 2014-12-08 NO NO20141483A patent/NO339241B1/no unknown
- 2014-12-08 NO NO20141484A patent/NO339231B1/no unknown
- 2014-12-08 NO NO20141482A patent/NO339239B1/no unknown
-
2015
- 2015-04-17 NO NO20150463A patent/NO339174B1/no unknown
-
2017
- 2017-07-12 NO NO20171153A patent/NO344570B1/no unknown
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6206108B1 (en) * | 1995-01-12 | 2001-03-27 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system with integrated bottom hole assembly |
| WO2002035048A1 (en) * | 2000-10-27 | 2002-05-02 | Vermeer Manufacturing Company | Solid-state inertial navigation control system for a horizontal drilling machine |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO339231B1 (no) | Måling-under-boring-system og fremgangsmåte for å bestemme om en innstrømning har forekommet | |
| US11746610B2 (en) | Multiple distributed pressure measurements | |
| US8164980B2 (en) | Methods and apparatuses for data collection and communication in drill string components | |
| AU2011380032B2 (en) | Methods and systems for providing a package of sensors to enhance subterranean operations | |
| US20090033516A1 (en) | Instrumented wellbore tools and methods | |
| NO335448B1 (no) | Fremgangsmåte for innsamling av geologiske data med minst en akustisk sensor festet til brønnforingen | |
| US7878266B2 (en) | Downhole force measurement | |
| US11346214B2 (en) | Monitoring of downhole components during deployment | |
| AU2013276979B2 (en) | Multiple distributed force measurements | |
| Verkhozin | Downhole Data Transmission in Extended Reach Drilling Utilizing Wired Drill Pipe Technology |