RU2005137150A - Узел и способ регулирования энергии кручения бурильной колонны - Google Patents
Узел и способ регулирования энергии кручения бурильной колонны Download PDFInfo
- Publication number
- RU2005137150A RU2005137150A RU2005137150/03A RU2005137150A RU2005137150A RU 2005137150 A RU2005137150 A RU 2005137150A RU 2005137150/03 A RU2005137150/03 A RU 2005137150/03A RU 2005137150 A RU2005137150 A RU 2005137150A RU 2005137150 A RU2005137150 A RU 2005137150A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drill string
- tubular element
- rotation
- drill bit
- lower tubular
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 24
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 title 1
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims 11
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims 10
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims 6
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims 4
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims 3
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims 3
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 claims 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims 2
- 230000008859 change Effects 0.000 claims 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims 2
- 230000004044 response Effects 0.000 claims 2
- 230000009471 action Effects 0.000 claims 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims 1
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 claims 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims 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
- 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
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/04—Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
- E21B17/07—Telescoping joints for varying drill string lengths; Shock absorbers
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
Claims (33)
1. Способ управления угловыми колебаниями бурового долота вокруг оси во время бурения, причем буровое долото прикреплено к бурильной колонне, содержащей множество соединенных друг с другом трубчатых элементов, включающий следующие операции: установка узла управления вращением в бурильной колонне между нижним трубчатым элементом и верхним трубчатым элементом бурильной колонны; избирательная передача крутящего момента между верхним трубчатым элементом и нижним трубчатым элементом бурильной колонны во время операции бурения; избирательное обеспечение возможности осуществляемого при вращении проскальзывания верхнего трубчатого элемента и нижнего трубчатого элемента бурильной колонны друг относительно друга во время операции бурения для демпфирования или прекращения угловых колебаний бурового долота вокруг оси; последующая передача крутящего момента между верхним трубчатым элементом и нижним трубчатым элементом бурильной колонны для продолжения операции бурения.
2. Способ по п.1, дополнительно включающий приведение в действие узла управления вращением для обеспечения возможности указанного проскальзывания при вращении в ответ на выбранное ускорение бурового долота.
3. Способ по п.2, дополнительно включающий гидравлическое разблокирование механизма блокирования вращения в течение выбранного, заранее заданного периода времени и затем последующую блокировку механизма блокирования вращения.
4. Способ по п.1, дополнительно включающий обеспечение электронного управления для приведения в действие узла управления вращением для обеспечения возможности указанного проскальзывания при вращении.
5. Способ по п.4, дополнительно включающий программирование электронного управления для получения заданной величины указанного проскальзывания при вращении.
6. Способ по п.1, дополнительно включающий управление перемещением одного или нескольких гидравлических поршней.
7. Способ по п.2, дополнительно включающий приведение в действие узла управления вращением, когда частота вращения части нижнего трубчатого элемента бурильной колонны будет меньше входной частоты вращения привода операции бурения.
8. Узел для обеспечения проскальзывания при вращении нижнего трубчатого элемента и верхнего трубчатого элемента бурильной колонны друг относительно друга во время бурения буровым долотом для высвобождения энергии кручения из бурильной колонны, содержащий трубчатый корпус для подсоединения между нижним трубчатым элементом и верхним трубчатым элементом бурильной колонны, один или несколько подвижных элементов, расположенных в трубчатом корпусе и предназначенных для управления передачей крутящего момента между нижним трубчатым элементом и верхним трубчатым элементом бурильной колонны, и устройство управления для управления одним или несколькими подвижными элементами.
9. Узел по п.8, дополнительно содержащий один или несколько датчиков для распознавания заданного типа движения бурового долота.
10. Узел по п.9, в котором один или несколько датчиков чувствительны к некоторой величине движения с ускорением бурового долота.
11. Узел по п.9, в котором устройство управления выполнено с возможностью приведения его в действие в течение цикла разблокирования для обеспечения возможности относительно свободного вращения нижнего трубчатого элемента и верхнего трубчатого элемента бурильной колонны относительно друг друга, и последующей блокировки для предотвращения вращения нижнего трубчатого элемента и верхнего трубчатого элемента бурильной колонны относительно друг друга в течение периода времени от приблизительно пятидесяти миллисекунд до менее одной секунды.
12. Узел по п.8, в котором один или несколько подвижных элементов являются одним или несколькими поршнями.
13. Узел по п.8, в котором один или несколько подвижных элементов содержат гидравлические поршни и один или несколько клапанов для управления движением гидравлических поршней.
14. Способ компьютерного моделирования эффекта от приведения в действие устройства управления вращением, установленного в бурильной колонне и выполненное с возможностью приведения его в действие для избирательной передачи крутящего момента между трубчатыми элементами в бурильной колонне, включающий следующие операции: обеспечение входных данных о параметрах для ввода параметров бурильной колонны, описывающих бурильную колонну; обеспечение одного или нескольких параметров для приведения в действие устройства управления вращением для ввода данных об условиях, при которых устройство управления вращением приводится в действие; обеспечение одного или нескольких результатов вычислений, связанных с крутильными колебаниями бурового долота бурильной колонны.
15. Способ по п.14, дополнительно включающий составление графика зависимости движения бурового долота от времени, причем устройство управления вращением приводится в действие для обеспечения возможности проскальзывания трубчатых элементов в бурильной колонне относительно друг друга для демпфирования крутильных колебаний.
16. Способ по п.14, дополнительно включающий изменения входных данных о параметрах для определения изменений крутильных колебаний.
17. Способ по п.14, в котором параметрами бурильной колонны являются размер или длина бурильной колонны.
18. Способ по п.14, дополнительно включающий ввод параметров, связанных с изменениями скручивающей нагрузки.
19. Способ по п.18, дополнительно включающий текущий контроль результатов вычислений для определения того, приводят ли изменения скручивающей нагрузки к крутильным колебаниям.
20. Способ по п.18, дополнительно включающий изменение изменений крутящего момента для определения любого результирующего изменения колебаний, вызванных скручивающей нагрузкой.
21. Способ управления при бурении колебаниями бурового долота, прикрепленного к бурильной колонне, содержащей множество соединенных друг с другом трубчатых элементов, включающий следующие стадии: установка муфты в сборе в бурильной колонне между нижним трубчатым элементом и верхним трубчатым элементом бурильной колонны; избирательное включение муфты для передачи крутящего момента между частью нижнего трубчатого элемента и верхним трубчатым элементом бурильной колонны во время операции бурения; избирательное выключение муфты для обеспечения возможности проскальзывания верхнего трубчатого элемента и нижнего трубчатого элемента бурильной колонны относительно друг друга во время бурения для демпфирования колебаний бурового долота.
22. Способ по п.21, дополнительно включающий распознавание движения бурового долота, указывающего на то, что существует вероятность возникновения колебаний бурового долота.
23. Способ по п.14, дополнительно включающий выполнение стадии избирательного выключения в ответ на распознавание.
24. Способ по п.23, в котором стадия включения или выключения дополнительно включает избирательное частичное выключение или избирательное частичное включение муфты для обеспечения возможности проскальзывания и для передачи некоторого крутящего момента, но не всего крутящего момента.
25. Способ по п.22, в котором распознавание движения дополнительно включает определение ускорения.
26. Способ по п.22, в котором распознавание движения дополнительно включает определение частоты вращения.
27. Способ по п.22, в котором распознавание движения дополнительно включает определение частоты вращения и ускорения.
28. Способ по п.25, дополнительно включающий распознавание заданного ускорения и выключение до достижения заданной частоты вращения.
29. Узел для обеспечения коротких периодов осуществляемого при вращении проскальзывания нижнего трубчатого элемента и верхнего трубчатого элемента бурильной колонны друг относительно друга во время бурения буровым долотом, содержащий трубчатый корпус для обеспечения соединения между нижним трубчатым элементом и верхним трубчатым элементом бурильной колонны; один или несколько подвижных элементов, расположенных внутри трубчатого корпуса, предназначенных для управления передачей крутящего момента между нижним трубчатым элементом и верхним трубчатым элементом бурильной колонны, и устройство для управления одним или несколькими подвижными элементами, выполненное с возможностью приведения его в действие для осуществления цикла разблокирования для обеспечения возможности вращения нижнего трубчатого элемента и верхнего трубчатого элемента бурильной колонны относительно друг друга и последующей блокировки для предотвращения вращения нижнего трубчатого элемента и верхнего трубчатого элемента бурильной колонны относительно друг друга в течение периода времени, составляющего от приблизительно пятидесяти миллисекунд до менее одной секунды.
30. Узел по п.29, дополнительно содержащий один или несколько датчиков для распознавания заданного вида движения бурового долота.
31. Узел по п.30, в котором один или несколько датчиков чувствительны к заданному ускорению бурового долота.
32. Узел по п.29 в котором один или несколько подвижных элементов содержат один или несколько поршней.
33. Узел по п.29, в котором один или несколько подвижных элементов содержат гидравлические поршни и один или несколько клапанов для управления движением гидравлических поршней.
Applications Claiming Priority (4)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US47435503P | 2003-05-30 | 2003-05-30 | |
US60/474,355 | 2003-05-30 | ||
US48533303P | 2003-07-07 | 2003-07-07 | |
US60/485,333 | 2003-07-07 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2005137150A true RU2005137150A (ru) | 2006-05-27 |
RU2329376C2 RU2329376C2 (ru) | 2008-07-20 |
Family
ID=33514018
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005137150/03A RU2329376C2 (ru) | 2003-05-30 | 2004-05-19 | Узел и способ регулирования энергии кручения бурильной колонны |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6997271B2 (ru) |
CA (1) | CA2525425C (ru) |
MX (1) | MXPA05012887A (ru) |
RU (1) | RU2329376C2 (ru) |
WO (1) | WO2004109052A2 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US10047573B2 (en) | 2013-12-23 | 2018-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | In-line tortional vibration mitigation mechanism for oil well drilling assembly |
Families Citing this family (49)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20050015230A1 (en) * | 2003-07-15 | 2005-01-20 | Prabhakaran Centala | Axial stability in rock bits |
AU2003282468A1 (en) * | 2003-10-09 | 2005-05-26 | Varco I/P, Inc. | Make-up control system for tubulars |
US7641000B2 (en) * | 2004-05-21 | 2010-01-05 | Vermeer Manufacturing Company | System for directional boring including a drilling head with overrunning clutch and method of boring |
US7341116B2 (en) * | 2005-01-20 | 2008-03-11 | Baker Hughes Incorporated | Drilling efficiency through beneficial management of rock stress levels via controlled oscillations of subterranean cutting elements |
US7831419B2 (en) * | 2005-01-24 | 2010-11-09 | Smith International, Inc. | PDC drill bit with cutter design optimized with dynamic centerline analysis having an angular separation in imbalance forces of 180 degrees for maximum time |
US7748474B2 (en) * | 2006-06-20 | 2010-07-06 | Baker Hughes Incorporated | Active vibration control for subterranean drilling operations |
US9109410B2 (en) * | 2007-09-04 | 2015-08-18 | George Swietlik | Method system and apparatus for reducing shock and drilling harmonic variation |
US7588100B2 (en) * | 2007-09-06 | 2009-09-15 | Precision Drilling Corporation | Method and apparatus for directional drilling with variable drill string rotation |
US20090138242A1 (en) * | 2007-11-27 | 2009-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Minimizing stick-slip while drilling |
US7779933B2 (en) * | 2008-04-30 | 2010-08-24 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for steering a drill bit |
US7788985B2 (en) * | 2008-07-30 | 2010-09-07 | Horiba Instruments Incorporated | Rotational testing system |
CA2680894C (en) * | 2008-10-09 | 2015-11-17 | Andergauge Limited | Drilling method |
US8616292B2 (en) * | 2010-03-19 | 2013-12-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resettable downhole torque limiter and related methods of use |
US8381839B2 (en) | 2010-07-21 | 2013-02-26 | Rugged Engineering Designs, Inc. | Apparatus for directional drilling |
US8469102B2 (en) | 2010-10-29 | 2013-06-25 | Vetco Gray Inc. | Subsea wellhead keyless anti-rotation device |
GB2485066A (en) * | 2010-10-29 | 2012-05-02 | Vetco Gray Inc | Subsea Wellhead Anti-rotation Device |
GB2486898A (en) | 2010-12-29 | 2012-07-04 | Nov Downhole Eurasia Ltd | A downhole tool with at least one extendable offset cutting member for reaming a bore |
CA2841254C (en) * | 2011-07-14 | 2016-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for controlling torque transfer from rotating equipment |
NO344886B1 (no) | 2012-02-28 | 2020-06-15 | Smart Stabilizer Systems Ltd | Dreiemoment-styringsanordning for en nedihulls boresammenstilling. |
NO334163B1 (no) * | 2012-03-30 | 2013-12-23 | Techni Holding As | Torsjonskompensator |
RU2614828C2 (ru) * | 2012-12-19 | 2017-03-29 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Устройство ограничения крутящего момента для бурильной колонны в скважине |
WO2014130020A1 (en) * | 2013-02-20 | 2014-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole rotational lock mechanism |
DE112013007226T5 (de) * | 2013-07-09 | 2016-04-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Verfahren und Vorrichtung zum Abschwächen von Bohrlochtorsionsschwingung |
AU2013399065B2 (en) * | 2013-08-30 | 2017-03-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optimized rotation of a drill string during a sliding mode of directional drilling |
WO2015099655A1 (en) * | 2013-12-23 | 2015-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Independent modification of drill string portion rotational speed |
MX2016010374A (es) | 2014-03-05 | 2016-11-11 | Halliburton Energy Services Inc | Embrague de fondo de pozo de deformacion por compresion permanente. |
US10094209B2 (en) | 2014-11-26 | 2018-10-09 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Drill pipe oscillation regime for slide drilling |
US9784035B2 (en) * | 2015-02-17 | 2017-10-10 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Drill pipe oscillation regime and torque controller for slide drilling |
US11016466B2 (en) | 2015-05-11 | 2021-05-25 | Schlumberger Technology Corporation | Method of designing and optimizing fixed cutter drill bits using dynamic cutter velocity, displacement, forces and work |
CN104963639A (zh) * | 2015-06-16 | 2015-10-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种磨铣作业井下扭矩控制工具 |
US10563461B2 (en) | 2015-10-12 | 2020-02-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid drive for a fully rotating downhole tool |
CN106599442B (zh) * | 2016-12-09 | 2019-10-29 | 中国石油天然气集团公司 | 基于综合录井参数的随钻储层物性识别评价方法和装置 |
CN107654189A (zh) * | 2017-10-31 | 2018-02-02 | 刘浩奎 | 一种车载折叠可伸缩式的潜孔钻机 |
US11199242B2 (en) | 2018-03-15 | 2021-12-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Bit support assembly incorporating damper for high frequency torsional oscillation |
US11448015B2 (en) | 2018-03-15 | 2022-09-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Dampers for mitigation of downhole tool vibrations |
AR123395A1 (es) | 2018-03-15 | 2022-11-30 | Baker Hughes A Ge Co Llc | Amortiguadores para mitigar vibraciones de herramientas de fondo de pozo y dispositivo de aislamiento de vibración para arreglo de fondo de pozo |
EP3765705B1 (en) * | 2018-03-15 | 2024-04-24 | Baker Hughes Holdings Llc | Dampers for mitigation of downhole tool vibrations and vibration isolation device for downhole bottom hole assembly |
WO2019190484A1 (en) * | 2018-03-27 | 2019-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Autonomously driven rotary steering system |
WO2019232006A1 (en) * | 2018-05-30 | 2019-12-05 | Knjb, Inc. | Downhole ratchet mechanism and method |
CN110344819B (zh) * | 2019-07-30 | 2022-06-21 | 西南石油大学 | 一种高温高压高产气井完井管柱振动预测方法 |
NO20220337A1 (en) | 2019-09-12 | 2022-03-21 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Vibration isolating coupler for reducing vibrations in a drill string |
EP4028628A4 (en) * | 2019-09-12 | 2023-07-26 | Baker Hughes Holdings Llc | DAMPER TO REDUCE VIBRATIONS OF DOWNHOLE TOOLS |
US11519227B2 (en) | 2019-09-12 | 2022-12-06 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Vibration isolating coupler for reducing high frequency torsional vibrations in a drill string |
CN113062686B (zh) * | 2019-12-16 | 2022-02-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 钻井提速工具 |
RU2722678C1 (ru) * | 2019-12-17 | 2020-06-03 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Сибирский федеральный университет" | Способ виброгашения бурильной колонны (варианты), виброгаситель (варианты) и привод микроперемещений (варианты) для осуществления способа виброгашения |
CN111663913B (zh) * | 2020-02-20 | 2022-05-17 | 南通华兴石油仪器有限公司 | 一种往复式数控岩芯制取设备 |
US11525321B2 (en) * | 2020-10-23 | 2022-12-13 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling release of torsional energy from a drill string |
GB202103282D0 (en) | 2021-03-10 | 2021-04-21 | Rockatek Ltd | Downhole assembly to mitigate high frequency torsional oscillation, and oscillation mitigation tool for use in a downhole assembly |
CA3215807A1 (en) * | 2021-06-01 | 2022-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole torque limiter |
Family Cites Families (18)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3232362A (en) * | 1963-11-12 | 1966-02-01 | Cullen | Well drilling apparatus |
US3805606A (en) * | 1972-08-11 | 1974-04-23 | Texaco Inc | Method and apparatus for transmission of data from drill bit in wellbore while drilling |
USRE30246E (en) * | 1972-09-20 | 1980-04-01 | Texaco Inc. | Methods and apparatus for driving a means in a drill string while drilling |
US3964558A (en) * | 1974-11-13 | 1976-06-22 | Texas Dynamatics, Inc. | Fluid actuated downhole drilling device |
US4386666A (en) * | 1979-08-20 | 1983-06-07 | Smith International, Inc. | In-hole motor drill with locking bit clutch |
US4834193A (en) | 1987-12-22 | 1989-05-30 | Gas Research Institute | Earth boring apparatus and method with control valve |
US5323852A (en) * | 1992-11-03 | 1994-06-28 | Atlantic Richfield Company | Torque limiter for auger gravel pack assembly |
US6230822B1 (en) * | 1995-02-16 | 2001-05-15 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for monitoring and recording of the operating condition of a downhole drill bit during drilling operations |
US6571886B1 (en) | 1995-02-16 | 2003-06-03 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for monitoring and recording of the operating condition of a downhole drill bit during drilling operations |
US5738178A (en) | 1995-11-17 | 1998-04-14 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for navigational drilling with a downhole motor employing independent drill string and bottomhole assembly rotary orientation and rotation |
US5947214A (en) * | 1997-03-21 | 1999-09-07 | Baker Hughes Incorporated | BIT torque limiting device |
US6340063B1 (en) * | 1998-01-21 | 2002-01-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Steerable rotary directional drilling method |
US6338390B1 (en) | 1999-01-12 | 2002-01-15 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for drilling a subterranean formation employing drill bit oscillation |
US6948572B2 (en) * | 1999-07-12 | 2005-09-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Command method for a steerable rotary drilling device |
US20010052428A1 (en) * | 2000-06-15 | 2001-12-20 | Larronde Michael L. | Steerable drilling tool |
US6571888B2 (en) | 2001-05-14 | 2003-06-03 | Precision Drilling Technology Services Group, Inc. | Apparatus and method for directional drilling with coiled tubing |
US6569020B1 (en) | 2002-03-01 | 2003-05-27 | Thomas E. Falgout, Sr. | Motor coupler |
US6978850B2 (en) * | 2003-08-14 | 2005-12-27 | Sawyer Donald M | Smart clutch |
-
2004
- 2004-05-19 RU RU2005137150/03A patent/RU2329376C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2004-05-19 CA CA002525425A patent/CA2525425C/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-05-19 WO PCT/US2004/015695 patent/WO2004109052A2/en active Application Filing
- 2004-05-19 MX MXPA05012887A patent/MXPA05012887A/es active IP Right Grant
- 2004-05-19 US US10/849,624 patent/US6997271B2/en not_active Expired - Fee Related
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US10047573B2 (en) | 2013-12-23 | 2018-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | In-line tortional vibration mitigation mechanism for oil well drilling assembly |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2004109052A2 (en) | 2004-12-16 |
MXPA05012887A (es) | 2006-02-22 |
CA2525425A1 (en) | 2004-12-16 |
CA2525425C (en) | 2009-02-03 |
US20040238219A1 (en) | 2004-12-02 |
RU2329376C2 (ru) | 2008-07-20 |
US6997271B2 (en) | 2006-02-14 |
WO2004109052A3 (en) | 2005-08-25 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2005137150A (ru) | Узел и способ регулирования энергии кручения бурильной колонны | |
US7219747B2 (en) | Providing a local response to a local condition in an oil well | |
EP2362927B1 (en) | Disconnect device for downhole assembly | |
US6624759B2 (en) | Remote actuation of downhole tools using vibration | |
CA2673849A1 (en) | Drilling components and systems to dynamically control drilling dysfunctions and methods of drilling a well with same | |
US20140151122A1 (en) | Mitigation of rotational vibration using a torsional tuned mass damper | |
WO2009117486A2 (en) | Distributed sensors-controller for active vibration damping from surface | |
NO325614B1 (no) | System og fremgangsmåte for trådløs fluidtrykkpulsbasert kommunikasjon i et produserende brønnsystem | |
NO322751B1 (no) | Anordning og fremgangsmate for a generere vibrasjoner i en bronnrorstreng | |
US11225863B2 (en) | Method for controlling a drilling system | |
US6199628B1 (en) | Downhole force generator and method | |
WO2004090278A1 (en) | Dynamic damper for use in a drill string | |
CA2815658C (en) | Drilling control system and method | |
RU2016100980A (ru) | Устранение скачкообразных колебаний бурового снаряда | |
US11753922B1 (en) | Control systems and methods to enable autonomous drilling | |
US9874093B2 (en) | Jam clearing process for rotary telemetry tools | |
NO20130608A1 (no) | Nedihullsverktøy og tillknyttede fremgangsmåter | |
GB2373804A (en) | Vibration detection method for downhole tool |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120520 |