NO344737B1 - System og fremgangsmåte for å lokalisere, overvåke og kvantifisere friksjon mellom en borestreng og et brønnhull - Google Patents
System og fremgangsmåte for å lokalisere, overvåke og kvantifisere friksjon mellom en borestreng og et brønnhull Download PDFInfo
- Publication number
- NO344737B1 NO344737B1 NO20101245A NO20101245A NO344737B1 NO 344737 B1 NO344737 B1 NO 344737B1 NO 20101245 A NO20101245 A NO 20101245A NO 20101245 A NO20101245 A NO 20101245A NO 344737 B1 NO344737 B1 NO 344737B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- sensors
- drill string
- depth
- sensed
- stated
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 21
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 17
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 11
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 6
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 3
- 230000004807 localization Effects 0.000 claims 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 2
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 claims 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims 2
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 claims 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 238000003491 array Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000008846 dynamic interplay Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 210000003127 knee Anatomy 0.000 description 1
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000011002 quantification Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/04—Measuring depth or liquid level
-
- 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
- E21B47/09—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes
-
- 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
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N19/00—Investigating materials by mechanical methods
- G01N19/02—Measuring coefficient of friction between materials
-
- 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
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Automation & Control Theory (AREA)
- Pathology (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Immunology (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Marine Sciences & Fisheries (AREA)
- Length Measuring Devices With Unspecified Measuring Means (AREA)
- Force Measurement Appropriate To Specific Purposes (AREA)
- Testing Of Devices, Machine Parts, Or Other Structures Thereof (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Low-Molecular Organic Synthesis Reactions Using Catalysts (AREA)
Description
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
[0001] Vellykket utvinning av den maksimale mengde av hydrokarbonproduksjon fra en brønn er i stor utstrekning avhengig av karakteristika til borehullet som er boret inn i jordformasjonen. Hvor nøyaktig en brønnoperatør forstår betingelsene som påvirker boreoperasjonen kan ha en betydelig effekt på effektivitet og på den endelige produksjon fra en brønn. Som sådan er verktøy for å øke kunnskap om effektene av borehullet og borestrengen under boring av interesse for brønnoperatører.
US 2005/0194185 A1 vedrører metoder, dataprogramvarer og systemer for detektering av minst én nedihullstilstand. Krefter måles ved et flertall av steder langs borestrengen. Borestrengen innbefatter et borerør. Minst én av kreftene måles langs borerøret. Minst én nedihullstilstand detekteres basert i det minste delvis på minst én målt kraft.
KORT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN
[0002] Hovedtrekkene ved den foreliggende oppfinnelse fremgår av de selvstendige patentkrav. Ytterligere trekk ved oppfinnelsen er angitt i de uselvstendige krav. Det beskrives her en fremgangsmåte for lokalisering og kvantifisering av friksjon mellom en borestreng og et borehull. Fremgangsmåten inkluderer: posisjonering av en flerhet av sensorer inne i et borehull, kommunikativ kobling av flerheten av sensorer, overvåking av signaler fra flerheten av sensorer, logging av de avfølte signaler mot tid mot dybde av hver i flerheten av sensorer, lokalisering av minst en friksjonssone langs borestrengen inne i brønnboringen basert på loggingen og kvantifisering av friksjon i den minst ene friksjonssone basert på loggingen.
[0003] Det beskrives her videre et nedihullssystem for kvantifisering og lokalisering av borestrengens friksjon. Systemet inkluderer: en flerhet av sensorer posisjonert langs borestrengen, og en prosessor i kommunikasjon med flerheten av sensorer. Prosessen er konfigurert til å spore en dybde av hver i flerheten av sensorer basert på estimert borestrengvekt og temperaturer nede i hullet. Prosessoren er videre konfigurert til å justere den sporede dybde basert på faktiske avfølte data fra flerheten av sensorer og bestemme en lokalisering av minst en friksjonssone basert på avvik i parametere avfølt av flerheten av sensorer fra estimerte verdier for disse parametere.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0004] Den følgende beskrivelse bør ikke anses som begrensende på noen måte. Med henvisning til de ledsagende tegninger, er like elementer nummerert likt:
Figur 1 viser en skjematisk representasjon av et system for lokalisering og kvantifisering av borestrengens friksjon som her beskrives;
Figur 2 viser en flerdimensjonal graf av avfølt parameter mot dybde av sensor mot tid;
Figur 3 viser en graf av avfølt parameter mot dybde for en borestreng inne i et borehull.
DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN
[0005] En detaljert beskrivelse av en eller flere utførelser av det beskrevne apparat og fremgangsmåte presenteres her ved hjelp av eksemplifisering og ikke begrensning med henvisning til figurene.
[0006] Det vises til fig.1, hvor en utførelse av et nedihullssystem 10 for kvantifisering, overvåking og/eller lokalisering av borestrengens friksjon er illustrert. Systemet 10 inkluderer en flerhet av sensorer 14 posisjonert langs en borestreng 18 og en prosessor 22 i kommunikasjon med sensorene 14. I en utførelse er prosessoren 22 i høy-datarate kommunikasjon med sensorene 14, for eksempel gjennom en kanal med høy båndbredde, så som via et rør 24 med ledninger. Borestrengen 18 er vist lokalisert inne i et borehull 26. Sensorene 14, fordelt langs borestrengen 18, kan være konfigurert til å overvåke flere karakteristika, inkludert f.eks. dreiemoment, vekt, temperatur, trykk og magnetfelter. Sensorene 14 kan være identifisert med sin relative lokalisering fra overflaten, så som f.eks. Sived en dybde li. Som sådan vil sensorene 14 i synkende rekkefølge fra overflaten være Si+1, Si+2, Si+3… ved dybder henholdsvis li+1, li+2, li+3.
[0007] I en utførelse blir posisjonene til sensorene 14 langs borestrengen 18 overvåket med noe dybdeusikkerhet, overveiende på grunn av uventet aksial spenning, flyteeffekter og temperaturvariasjon, men kan anses som initialt å ha tilstrekkelig kjent nøyaktighet. Under boreoperasjoner forflyttes borestrengen 18 langs brønnboringens akse over tid under for eksempel boring, innkjøring eller uttrekking av borestrengen og opprømming. Boreprosessen påvirkes ved påføring av dreiemoment M og vekt W på en borkrone 30 (Weight On Bit, WOB) eller vekt på en rømmer 30 (Weight On Reamer, WOR) eller annen nedihullskomponent. Dreiemoment blir generelt påført for eksempel ved hjelp av en overflate-rotasjonsinnretning 34 (Ms) og valgfritt en nedihulls rotasjonsinnretning, så som en motor eller turbin 38 (MDH). WOB og WOR justeres ved balansering av borestrengens 18 vekt og kroklast (Hook Load, HL), som alt sammen resulterer i en viss vekt- og dreiemomentfordeling i borestrengen 18. Overflateinnmatinger, MS, HL og fluidets strømningsmengde (Flow Rate, FR) kan enkelt måles eller beregnes. I en utførelse involverer beregning av MDHavleding av verdier fra innretningenes dataark for kjente strømningsmengder. WOB og dreiemoment-på-borkronen (Torque-on-bit, TOB) kan måles ved hjelp av dynamiske sensorer lokalisert for eksempel i bunnhullsanordningen (Bottom Hole Assembly, BHA) 40. Borestrengens 18 vekt og dreiemoment, så vel som andre betingelser langs borestrengen 18 og brønnboringen 26, er imidlertid typisk kun tilgjengelige gjennom statiske og dynamiske modeller for et idealisert system med velkjente geometrier og jordformasjonsegenskaper. Disse idealiserte egenskaper stemmer kun delvis overens med virkeligheten.
[0008] Med henvisning til fig.2, for å avlede et mer realistisk bilde av boremiljøet, kan sensorene 14 samples ved forskjellige tidspunkter tj(j = 0…m), hvor m er elementer av de naturlige tall N) og sensordybde liregistrert for de samme tidspunkter tj. Med disse avlesninger og registreringer eller opptegnelser, kan et flerdimensjonalt loggrom fullføres med punkter P(Ski, li, tj) over tid, og borestrengens 18 bevegelse (hvor k angir sensortype), hvor en dimensjon er tid tj, en er sensordybde li(måledybde) og andre dimensjoner er utgangene fra de forskjellige sensorer 14. Usikkerheter ved avlesninger av sensorene 14, dybde og tid er angitt med en ellipsoide av usikkerhet 42. Koordinater for de forskjellige punkter kan og bør korrigeres for mulige dynamiske effekter og variasjoner i innmatingsdata, så som for eksempel forandringer i overflatedreiemoment via dreiemomentsensorens 14 avlesninger.
[0009] Det vises til fig.3, idet en typisk dybdebasert logg kan oppnås ved simpelthen å projisere punktene for en type av sensor 14 på et sensor-dybdeplan 44. Man kan finne gjennomsnittet av målinger for en spesifikk dybde, eller de kan filtreres på annen måte. Bruk av flere sensorer 14 langs borestrengen 18 gjør at man kan tegne opp fullstendige dybdelogger uten å bevege strengen over hele den målte brønndybde. Opptegnelsene kan for eksempel også brukes til å vise en tidsavhengighet av loggens forløp. Eksempler på dybdelogger inkluderer dreiemoment-logger over målt dybde ved bruk av dreiemoment-sensorer 14, spenningslogger over målt dybde ved bruk av strekklapp-oppstillinger eller oppstillinger av magnetfeltsensorer og vektlogger over målt dybde ved bruk av arrangementer med aksiale strekklapper eller magnetiske sensorer som måler aksial spenning. Temperatursensorer kan brukes til å vise temperaturfordeling langs brønnbanen, og trykksensorer kan brukes for å avlede logger for korrelasjon målt dybde-trykk.
[0010] Resultater kan brukes til på ny å overveie initiale antagelser, for eksempel kan dybder beregnes basert på de mekaniske laster og temperaturer som er matet tilbake inn i den initiale streng- og brønnmodell fra målingene for å minimere usikkerheter.
[0011] Projiserte målepunkter kan være nylig stigende, oppregnet langs en dybdeakse, med utgangspunkt fra overflaten og betegnet ved hjelp av eksemplifiserende identifikatorer (S(l0), S(l1).. -S(lq) = S0, S1..Sq(med q elementer av de naturlige tall N). I tilfelle av dreiemoment og vekt (simpelthen avledet, for eksempel fra avlesninger av aksial spenning og borestrengens geometri) vil det være forventet at loggen viser en jevn henholdsvis (avhengig av borehullets 26 og borestrengens 18 geometri) delvis lineær approksimert progresjon med en kontant gradient (eller helling) 46 i fraværet av friksjon:
konstant 1
[0012] Dette betyr at friksjonssoner 48, eller steder med merkbart større friksjon, kan detekteres med en gradientlogg avledet fra vekt- og dreiemomentlogger. Friksjonssonene 48 kan antas å befinne seg der hvor det finnes en alternativ gradient 50 som avviker fra den forventede kontante gradient 46. En størrelse av friksjonssonene 48 kan bestemmes av differansen mellom gradienten 50 og gradienten 46. I tillegg kan de dybder hvor gradienten 46 går over til gradienten 50 angi en begynnelse 54 av friksjonssonen 48. På lignende vis, der hvor gradienten 50 går over til gradienten 46 kan angi en avslutning 58 av friksjonssonen 48. Sammenligning med mekaniske modeller som identifiserer veggkontakt eller andre statiske og dynamiske interaksjoner som forårsaker høy friksjon mellom borestrengen 18 og borehullet 26, kan tillate kartlegging av brønnboringens 26 intervaller som har et vekt- eller dreiemoment overføringsproblem på grunn av svelling og avvikende profiler av borehullet 26, så som for eksempel lokale borehullsknær og akkumulering av borekaks.
[0013] Andre applikasjoner som benytter sensorer 14 i avstand fra hverandre langs borestrengen 18 inkluderer bestemmelse av differansetrykkfastsuging, identifikasjon av hvor et rør er fastkjørt og overføring av vekt og dreiemoment over et aktivt boreelement, så som for eksempel en rømmer.
[0014] Selv om oppfinnelsen har blitt beskrevet med henvisning til en eksemplifiserende utførelse eller utførelser, vil det av de som har fagkunnskap innen teknikken forstås at det kan foretas forskjellige forandringer og at ekvivalenter kan byttes ut med elementer i denne uten å avvike fra omfanget av oppfinnelsen som er definert av de vedføyde patentkrav. I tillegg kan det gjøres mange modifikasjoner for å tilpasse en bestemt situasjon eller materiale til oppfinnelsens lære uten å avvike fra dens essensielle omfang som er definert av de vedføyde patentkrav. Det er derfor meningen at oppfinnelsen ikke skal være begrenset til den bestemte utførelse som er beskrevet som den beste modus tenkelig for utførelse av denne oppfinnelse, men at oppfinnelsen vil inkludere alle utførelser som faller innenfor omfanget definert av de vedføyde kravene.
Claims (17)
1. Fremgangsmåte for lokalisering og kvantifisering av friksjon mellom en borestreng (18) og et borehull (26), hvor fremgangsmåten omfatter følgende trinn:
- generering av en modell av en vektfordeling og en dreiemomentfordeling i borestrengen (18) for minst én forhåndsbestemt dybde for et idealisert system med kjente geometrier og undergrunnsformasjonsegenskaper;
- posisjonering av en flerhet av sensorer (14) inne i borehullet (26);
- kommunikativ kobling av flerheten av sensorer (14);
- overvåking av signaler fra flerheten av sensorer (14);
- logging av de avfølte signaler mot tid mot dybde av hver i flerheten av sensorer (14) under bevegelse av borestrengen (18) for å frembringe en målt parameterlogg i et flerdimensjonalt loggrom, hvor logging av de avfølte signalene innbefatter: å tegne opp et målepunkt for hvert avfølt signal i det flerdimensjonale loggrommet, idet målepunktet er en funksjon av en sensorutgang, tid og dybde; og å projisere målepunktet på et sensor-dybde-plan (44), hvor flere avfølte signaler som er assosiert med den samme dybde, blir kombinert eller sammensatt til et kombinert eller sammensatt målepunkt;
- sporing av en dybde av hver i flerheten av sensorer (14) basert på i det minste vektfordelingen og dreiemomentfordelingen, og justering av sporede sensordybder basert på minst én av: lastmålinger og temperaturmålinger fra flerheten av sensorer (14);
- justering av modellen basert på det flerdimensjonale loggrommet ved å beregne tilsynelatende dybder basert på minst én av: avfølte mekaniske laster og temperaturer som er matet tilbake inn i modellen, idet den minst ene av de avfølte mekaniske laster og temperaturer avføles av flerheten av sensorer (14) inne i borehullet (26); og
- lokalisering av minst én friksjonssone langs borestrengen (18) inne i borehullet (26) basert på deteksjon av forandringer i justeringene av modellen over tid.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvor en dybde av den minst ene friksjonssone korreleres med et sted for forandring i en målt parameterlogg.
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvor friksjon i den minst ene friksjonssone kvantifiseres av et avvik av en gradient fra en estimert gradient av sensorsignalene mot logger for dybder.
4. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvor en dybde av den minst ene friksjonssone bestemmes av dybdene av sensorer som tilveiebringer signaler som avviker fra verdier forventet av estimater.
5. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvor friksjonen i den minst ene friksjonssone kvantifiseres av en størrelse av avvik av avfølte verdier sammenlignet med verdier forventet av estimater.
6. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvor den kommunikative kobling av flerheten av sensorer (14) er via minst ett av: et rør (24) med ledninger og/eller en kanal med høy båndbredde som del av borestrengarrangementet.
7. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvor lokalisering av den minst ene friksjonssonen er basert på en overgang i de projiserte målepunktene fra en første gradient til en andre gradient.
8. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvor flerheten av sensorer (14) avføler dreiemoment.
9. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvor flerheten av sensorer (14) avføler tøyning.
10. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvor flerheten av sensorer (14) avføler minst én av: temperatur og/eller trykk.
11. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, videre omfattende fordeling av flerheten av sensorer (14) langs borestrengen (18).
12. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, videre omfattende kommunikativ kobling av en prosessor (22) til flerheten av sensorer (14).
13. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, videre omfattende overvåking av rettidige forandringer av sensormålinger.
14. Nedihullssystem (10) for kvantifisering og lokalisering av en borestrengs (18) friksjon, omfattende:
- en flerhet av sensorer (14) posisjonert langs borestrengen (18); og
- en prosessor (22) i kommunikasjon med flerheten av sensorer (14), idet prosessoren (22) er konfigurert til å generere en modell av en vektfordeling og en dreiemomentfordeling i borestrengen (18) for minst én forhåndsbestemt dybde for et idealisert system med kjente geometrier og undergrunnsformasjonsegenskaper, til å motta parameterdata fra avfølte signaler fra hver av flerheten av sensorer (14), til å logge de avfølte signalene mot tid mot dybder for hver i flerheten av sensorer (14) under bevegelse av borestrengen (18) for å generere en målt parameterlogg i et flerdimensjonalt loggrom,
idet prosessoren (22) er konfigurert til å logge de avfølte signalene ved å tegne opp et målepunkt for hvert avfølt signal i det flerdimensjonale loggrommet, idet målepunktet er en funksjon av en sensorutgang, tid og dybde, og å projisere målepunktet på et sensor-dybde-plan (44), hvor flere avfølte signaler som er assosiert med den samme dybde, er kombinert eller sammensatt til et kombinert eller sammensatt målepunkt;
idet prosessoren (22) er konfigurert til å spore en dybde av hver i flerheten av sensorer (14) basert på i det minste vektfordelingen og dreiemomentfordelingen, og til å justere sporede sensordybder basert på minst én av: lastmålinger og temperaturmålinger fra flerheten av sensorer (14), til å justere modellen basert på det flerdimensjonale loggrommet ved beregning av tilsynelatende dybder basert på minst én av avfølte mekaniske laster og temperaturer som er matet tilbake inn i modellen, idet den minst ene av de avfølte mekaniske laster og temperaturer er avfølt av flerheten av sensorer (14) posisjonert langs borestrengen (18), og prosessoren (22) videre er konfigurert til å bestemme en lokalisering av minst én friksjonssone ved deteksjon av forandringer i justeringene av modellen over tid.
15. System som angitt i krav 14, hvor lokalisering av den minst ene friksjonssonen er basert på en overgang i de projiserte målepunktene fra en første gradient til en andre gradient.
16. System som angitt i krav 14, hvor prosessoren (22) videre er konfigurert til å kvantifisere friksjon av den minst ene friksjonssone basert på avvik i parametere avfølt av flerheten av sensorer (14) fra estimerte verdier for disse parameterne.
17. System som angitt i krav 14, hvor kommunikasjonen er en kommunikasjon med høy datarate mellom flerheten av sensorer (14) og prosessoren (22) via minst ett av: et rør (24) med ledninger og/eller en kanal med høy båndbredde som del av borestrengarrangementet.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US3175508P | 2008-02-27 | 2008-02-27 | |
| US12/389,441 US8600679B2 (en) | 2008-02-27 | 2009-02-20 | System and method to locate, monitor and quantify friction between a drillstring and a wellbore |
| PCT/US2009/035520 WO2009108881A2 (en) | 2008-02-27 | 2009-02-27 | System and method to locate, monitor and quantify friction between a drillstring and a wellbore |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20101245L NO20101245L (no) | 2010-11-12 |
| NO344737B1 true NO344737B1 (no) | 2020-03-30 |
Family
ID=40999118
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20101245A NO344737B1 (no) | 2008-02-27 | 2010-09-07 | System og fremgangsmåte for å lokalisere, overvåke og kvantifisere friksjon mellom en borestreng og et brønnhull |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8600679B2 (no) |
| GB (1) | GB2470329B (no) |
| NO (1) | NO344737B1 (no) |
| WO (1) | WO2009108881A2 (no) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102003172B (zh) * | 2010-10-11 | 2013-04-03 | 青岛杰瑞自动化有限公司 | 测井系统中的测井深度校正计算方法 |
| ES2792981T3 (es) | 2013-11-19 | 2020-11-12 | Minex Crc Ltd | Métodos y aparato para diagrafía de pozo de sondeo |
| US11078760B2 (en) * | 2019-07-24 | 2021-08-03 | Chevron U.S.A. Inc. | Determination of wellbore condition |
| US11282011B2 (en) * | 2020-04-01 | 2022-03-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Task management interface for well operations |
| NO20230353A1 (en) * | 2020-09-16 | 2023-03-29 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | System to model distributed torque, drag and friction along a string |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20050194185A1 (en) * | 2004-03-04 | 2005-09-08 | Halliburton Energy Services | Multiple distributed force measurements |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4760735A (en) * | 1986-10-07 | 1988-08-02 | Anadrill, Inc. | Method and apparatus for investigating drag and torque loss in the drilling process |
| US4848144A (en) * | 1988-10-03 | 1989-07-18 | Nl Sperry-Sun, Inc. | Method of predicting the torque and drag in directional wells |
| AU8164898A (en) * | 1997-06-27 | 1999-01-19 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system with sensors for determining properties of drilling fluid downhole |
| US7207396B2 (en) * | 2002-12-10 | 2007-04-24 | Intelliserv, Inc. | Method and apparatus of assessing down-hole drilling conditions |
| WO2005033473A1 (en) * | 2003-10-01 | 2005-04-14 | Schlumberger Technology B.V. | System and method for correcting errors in depth for measurements made while drilling |
| US6844498B2 (en) * | 2003-01-31 | 2005-01-18 | Novatek Engineering Inc. | Data transmission system for a downhole component |
| US20050285706A1 (en) * | 2004-06-28 | 2005-12-29 | Hall David R | Downhole transmission system comprising a coaxial capacitor |
| US7382273B2 (en) * | 2005-05-21 | 2008-06-03 | Hall David R | Wired tool string component |
-
2009
- 2009-02-20 US US12/389,441 patent/US8600679B2/en active Active
- 2009-02-27 WO PCT/US2009/035520 patent/WO2009108881A2/en active Application Filing
- 2009-02-27 GB GB1015086.0A patent/GB2470329B/en active Active
-
2010
- 2010-09-07 NO NO20101245A patent/NO344737B1/no unknown
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20050194185A1 (en) * | 2004-03-04 | 2005-09-08 | Halliburton Energy Services | Multiple distributed force measurements |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB201015086D0 (en) | 2010-10-27 |
| WO2009108881A2 (en) | 2009-09-03 |
| US8600679B2 (en) | 2013-12-03 |
| NO20101245L (no) | 2010-11-12 |
| WO2009108881A3 (en) | 2009-12-03 |
| GB2470329B (en) | 2012-06-13 |
| GB2470329A (en) | 2010-11-17 |
| US20090216453A1 (en) | 2009-08-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10539001B2 (en) | Automated drilling optimization | |
| RU2639219C2 (ru) | Замкнутый цикл управления параметрами бурения | |
| NO339480B1 (no) | System og fremgangsmåte for lengdekorrigering | |
| US8447523B2 (en) | High speed data transfer for measuring lithology and monitoring drilling operations | |
| US8042624B2 (en) | System and method for improved depth measurement correction | |
| CA2598220A1 (en) | Use of the dynamic downhole measurements as lithology indicators | |
| NO338490B1 (no) | Fremgangsmåte, apparat og system for in-situ bestemmelse av en formasjonsparameter | |
| CA2558447A1 (en) | Multiple distributed pressure measurements | |
| CN105041293A (zh) | 用于监测钻井系统的系统及方法 | |
| US10221674B2 (en) | Method and apparatus for casing thickness estimation | |
| NO344737B1 (no) | System og fremgangsmåte for å lokalisere, overvåke og kvantifisere friksjon mellom en borestreng og et brønnhull | |
| NO20140014A1 (no) | Sanntidsprediksjon av baneendring | |
| NO339712B1 (no) | Fremgangsmåte og nedihulls sensormontasje for bestemmelse av borehastighet | |
| US20140131104A1 (en) | Systems and methods for performing high density sweep analysis using multiple sensors | |
| AU2019210842B2 (en) | Drilling apparatus and method for the determination of formation location | |
| NO20140166A1 (no) | Estimering av usikkerhet ved undergrunnens poretrykk ut ifra trendlinjevariasjoner | |
| WO2013036357A1 (en) | Drilling vibration scoring system | |
| NO20131080A1 (no) | Graf for å analysere boreparametere | |
| US9657523B2 (en) | Bottomhole assembly design method to reduce rotational loads | |
| AU2016229467A1 (en) | Distributed strain monitoring for downhole tools | |
| WO2018035221A1 (en) | Method and system for performing a reaming operation at a wellsite | |
| Makkar et al. | Sensing at the bit through a modular measurement device | |
| Sui et al. | Improvement of wired drill pipe data quality via data validation and reconciliation | |
| CN110107274B (zh) | 基于液压系统的tbm锚杆钻机实时在线监测系统及监测方法 | |
| US11448058B2 (en) | Comprehensive structural health monitoring method for bottom hole assembly |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: BAKER HUGHES, US |