RU2008114319A - Способ и система оценки данных веса, полученных из установки для ремонта скважин - Google Patents
Способ и система оценки данных веса, полученных из установки для ремонта скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2008114319A RU2008114319A RU2008114319/03A RU2008114319A RU2008114319A RU 2008114319 A RU2008114319 A RU 2008114319A RU 2008114319/03 A RU2008114319/03 A RU 2008114319/03A RU 2008114319 A RU2008114319 A RU 2008114319A RU 2008114319 A RU2008114319 A RU 2008114319A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- repair
- installation
- load
- action
- data
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 41
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract 123
- 238000013507 mapping Methods 0.000 claims 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims 4
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims 3
- 238000003780 insertion Methods 0.000 claims 3
- 230000037431 insertion Effects 0.000 claims 3
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims 2
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 claims 2
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 claims 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 abstract 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
- E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
- E21B19/16—Connecting or disconnecting pipe couplings or joints
- E21B19/165—Control or monitoring arrangements therefor
-
- 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
- E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
- E21B19/16—Connecting or disconnecting pipe couplings or joints
- E21B19/165—Control or monitoring arrangements therefor
- E21B19/166—Arrangements of torque limiters or torque indicators
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
- Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Time Recorders, Dirve Recorders, Access Control (AREA)
- Details Of Spanners, Wrenches, And Screw Drivers And Accessories (AREA)
- Jib Cranes (AREA)
- Automatic Analysis And Handling Materials Therefor (AREA)
- Traffic Control Systems (AREA)
- Control Of Fluid Pressure (AREA)
Abstract
1. Способ определения действия, выполненного установкой для ремонта скважин на буровой площадке, путем анализа графика нагрузки установки для ремонта, содержащего данные нагрузки установки для ремонта, содержащий следующие этапы: ! выполняют оценку отображения данных нагрузки установки для ремонта, полученных из установки для ремонта скважин, на графике нагрузки установки для ремонта; ! идентифицируют множество данных нагрузки установки для ремонта на графике нагрузки установки для ремонта как первое действие; ! определяют первое действие путем оценки множества данных нагрузки установки для ремонта; и ! записывают первое действие на компьютерный носитель информации. ! 2. Способ по п.1, в котором определение первого действия путем оценки множества данных нагрузки установки для ремонта содержит следующие этапы: ! выполняют оценку отображения данных нагрузки установки для ремонта для определения, является ли верхний уровень данных нагрузки установки для ремонта во множестве данных нагрузки установки для ремонта, по существу, плоским; ! выполняют оценку отображения данных нагрузки установки для ремонта для определения, повышается ли линия основания для данных нагрузки установки для ремонта на основе, по существу, положительного результата определения, что верхний уровень данных нагрузки установки для ремонта является, по существу, плоским; и ! идентифицируют первое действие как извлечение насосных штанг из скважины, на основе положительного результата определения, что линия основания для данных нагрузки установки для ремонта, по существу, повышается. ! 3. Способ по п.2, дополнительно содержащий следующие эта�
Claims (37)
1. Способ определения действия, выполненного установкой для ремонта скважин на буровой площадке, путем анализа графика нагрузки установки для ремонта, содержащего данные нагрузки установки для ремонта, содержащий следующие этапы:
выполняют оценку отображения данных нагрузки установки для ремонта, полученных из установки для ремонта скважин, на графике нагрузки установки для ремонта;
идентифицируют множество данных нагрузки установки для ремонта на графике нагрузки установки для ремонта как первое действие;
определяют первое действие путем оценки множества данных нагрузки установки для ремонта; и
записывают первое действие на компьютерный носитель информации.
2. Способ по п.1, в котором определение первого действия путем оценки множества данных нагрузки установки для ремонта содержит следующие этапы:
выполняют оценку отображения данных нагрузки установки для ремонта для определения, является ли верхний уровень данных нагрузки установки для ремонта во множестве данных нагрузки установки для ремонта, по существу, плоским;
выполняют оценку отображения данных нагрузки установки для ремонта для определения, повышается ли линия основания для данных нагрузки установки для ремонта на основе, по существу, положительного результата определения, что верхний уровень данных нагрузки установки для ремонта является, по существу, плоским; и
идентифицируют первое действие как извлечение насосных штанг из скважины, на основе положительного результата определения, что линия основания для данных нагрузки установки для ремонта, по существу, повышается.
3. Способ по п.2, дополнительно содержащий следующие этапы:
выполняют оценку отображения данных нагрузки установки для ремонта для определения, понижается ли, по существу, линия основания для данных нагрузки установки для ремонта на основе положительного результата определения, что верхний уровень данных нагрузки установки для ремонта является, по существу, плоским; и
идентифицируют первое действие как вставку насосных штанг в скважину, на основе положительного результата определения, что линия основания данных нагрузки установки для ремонта, по существу, понижается.
4. Способ по п.1, в котором определение первого действия путем оценки множества данных нагрузки установки для ремонта содержит следующие этапы:
выполняют оценку отображения данных нагрузки установки для ремонта для определения, является ли линия основания данных нагрузки установки для ремонта множества данных нагрузки установки для ремонта, по существу, плоской;
выполняют оценку отображения данных нагрузки установки для ремонта для определения, повышается ли, по существу, верхний уровень данных нагрузки установки для ремонта на основе положительного результата определения, что линия основания данных нагрузки установки для ремонта является, по существу, плоской; и
идентифицируют первое действие как спуск труб в скважину на основе положительного результата определения, что верхний уровень данных нагрузки установки для ремонта повышается.
5. Способ по п.4, дополнительно содержащий следующие этапы:
выполняют оценку отображения данных нагрузки установки для ремонта для определения, понижается ли, по существу, верхний уровень данных нагрузки установки для ремонта на основе положительного результата определения, что линия основания данных нагрузки установки для ремонта является, по существу, плоской; и
идентифицируют первое действие как извлечение труб из скважины на основе положительного результата определения, что верхний уровень данных нагрузки установки для ремонта, по существу, понижается.
6. Способ по п.4 дополнительно содержащий следующие этапы:
выполняют оценку отображения данных нагрузки установки для ремонта для определения, что верхний уровень данных нагрузки установки для ремонта, ни, по существу, повышается, ни, по существу, понижается, на основе положительного результата определения, что линия основания данных нагрузки установки для ремонта является, по существу, плоской; и
определяют, располагается ли первое действие между вторым действием, предшествующим первому действию и третьим действием, следующим после первого действия, в котором второе действие идентифицировано как извлечение насосных штанг из скважины, и третье действие идентифицировано как извлечение труб из скважины, на основе положительного результата определения, что верхний уровень данных нагрузки установки для ремонта, ни, по существу, повышается, ни, по существу, понижается; и
идентифицируют первое действие как приподнимание с места посадки якоря насосно-компрессорной колонны в скважине, на основе положительного результата определения, что первое действие располагается между вторым действием, которое предшествует первому действию, и третьим действием, которое следует после первого действия, в котором второе действие идентифицируют как извлечение насосных штанг из скважины, и третье действие идентифицируют как извлечение труб из скважины.
7. Способ по п.6, дополнительно содержащий следующие этапы:
определяют, расположено ли первое действие между вторым действием, предшествующим первому действию, и третьим действием, следующим после первого действия, в котором второе действие идентифицировано как вставка труб в скважину, и третье действие идентифицировано как вставка насосных штанг в скважину, на основе положительного результата определения, что верхний уровень данных нагрузки установки для ремонта ни, по существу, повышается, ни, по существу, понижается; и
идентифицируют первое действие как посадку якоря насосно-компрессорной колонны в скважине на основе положительного результата определения, что первое действие расположено между вторым действием, предшествующим первому действию, и третьим действием, следующим за первым действием, в котором, второе действие идентифицировано как вставка насосных штанг в скважину, и третье действие идентифицировано как вставка труб в скважину.
8. Способ по п.1, в котором график нагрузки установки для ремонта представляют на мониторе.
9. Способ по п.1, в котором первое действие выбирают из группы, состоящей из монтажных работ установки для ремонта скважин, извлечения насосных штанг, укладки насосных штанг, извлечения колонны насосно-компроссорных труб, укладки сегментов труб, подъема труб, спуска труб, подъема насосных штанг, спуска насосных штанг, демонтажа установки для капитального ремонта скважин, монтажа модуля вспомогательного обслуживания, демонтажа модуля вспомогательного обслуживания, длинного хода, среза парафина, монтажа блока противовыбросовых превенторов, демонтажа блока противовыбросовых превенторов, проведения ловильных работ в скважине, вибрационной обработки, свабирования, обратного притока, бурения, очистки, действий по управлению скважиной, глушения скважины, циркуляции флюидов внутри скважины, приподнимания насоса с места посадки, установки якоря насосно-компрессорной колонны, высвобождения якоря насосно-компрессорной колонны, установки пакера, изъятия пакера, подъема воротников бура, укладки воротников бура, подъема инструмента, укладки инструмента, монтажа оборудования для технического обслуживания третьей стороны, возбуждения притока в скважину, цементирования, каротажа, перфорирования, проверки скважины и перемещения к буровой установке.
10. Способ по п.1, в котором данные нагрузки установки для ремонта получают из гидравлического башмака на установке для ремонта скважин.
11. Способ определения состояния ствола скважины путем анализа графика нагрузки установки для ремонта, содержащего данные нагрузки установки для ремонта, содержащий следующие этапы:
выполняют оценку отображения данных нагрузки установки для ремонта, полученных из установки для ремонта скважин на графике нагрузки установки для ремонта;
идентифицируют первое действие путем оценки множества данных нагрузки установки для ремонта на графике нагрузки установки для ремонта;
определяют, является ли первое действие вытягиванием, по меньшей мере, одной колонны насосно-компрессорных труб из ствола скважины;
определяют, имеется ли, по меньшей мере, одна ненормально высокая точка данных нагрузки установки для ремонта на графике нагрузки установки для ремонта на основе положительного результата определения, что первое действие представляет собой вытягивание, по меньшей мере, одной колонны насосно-компрессорных труб из ствола скважины, в котором ненормально высокая точка данных нагрузки установки для ремонта располагается, по существу, выше среднего понижения нагрузки для данных нагрузки установки для ремонта на графике нагрузки установки для ремонта; и
идентифицируют состояние ствола скважины как нормальное на основе отрицательного результата определения, что имеется, по меньшей мере, одна ненормально высокая точка данных нагрузки установки для ремонта на графике нагрузки установки для ремонта.
12. Способ по п.11, дополнительно содержащий следующие этапы:
определяют, имеется ли несколько ненормально высоких точек данных нагрузки установки для ремонта на графике нагрузки установки для ремонта на основе положительного результата определения, что имеется, по меньшей мере, одна ненормально высокая точка данных нагрузки установки для ремонта на графике нагрузки установки для ремонта; и
идентифицируют состояние ствола скважины как имеющее якорь насосно-компрессорной колонны, неправильно высвобожденный и протягиваемый в стволе скважины, на основе положительного результата определения, что имеется несколько ненормально высоких точек данных нагрузки установки для ремонта на графике нагрузки установки для ремонта.
13. Способ по п.12, дополнительно содержащий этап идентификации состояния ствола скважины, как содержащего место сужения ствола скважины, на основе отрицательного результата определения, что имеется несколько ненормально высоких точек данных нагрузки установки для ремонта на графике нагрузки установки для ремонта.
14. Способ по п.13, дополнительно содержащий этап расчета положения места сужения ствола скважины.
15. Способ по п.14, в котором расчет положения места сужения ствола скважины содержит следующие этапы:
рассчитывают сумму количества пиков данных нагрузки установки для ремонта, следующих после ненормально высоких точек данных нагрузки установки для ремонта на графике нагрузки установки для ремонта; и
определяют произведение суммы количества пиков и длины звена насосно-компрессорных труб.
16. Способ по п.11, дополнительно содержащий следующие этапы:
определяют, представляет ли собой первое действие извлечение, по меньшей мере, одного звена насосных штанг из ствола скважины;
определяют, имеется ли множество последовательных ненормально высоких точек данных нагрузки установки для ремонта на графике нагрузки установки для ремонта, на основе положительного результата определения, что первое действие представляет собой вытягивание, по меньшей мере, одного звена насосных штанг из ствола скважины, в котором ненормальной высокая точка данных нагрузки установки для ремонта, по существу, расположена выше среднего верхнего уровня нагрузки для данных нагрузки установки для ремонта на графике нагрузки установки для ремонта; и
идентифицируют состояние ствола скважины, как уровень парафина в стволе скважины, на основе положительного результата определения, что имеется множество последовательных ненормально высоких точек данных нагрузки установки для ремонта на графике нагрузки установки для ремонта.
17. Способ по п.16, дополнительно содержащий этап расчета положения уровня парафина в стволе скважины.
18. Способ по п.17, в котором расчет положения уровня парафина в стволе скважины содержит следующие этапы:
рассчитывают сумму количества пиков данных нагрузки установки для ремонта, следующих, по меньшей мере, последовательно после последней ненормально высокой точки данных нагрузки установки для ремонта на графике нагрузки установки для ремонта; и
определяют произведение суммы количества пиков и длины звена насосных штанг.
19. Способ по п.11, в котором идентификация первого действия путем оценки множества данных нагрузки установки для ремонта на графике нагрузки установки для ремонта содержит следующие этапы:
выполняют оценку отображения данных нагрузки установки для ремонта для первого действия для определения, является ли верхний уровень данных нагрузки установки для ремонта среди множества данных нагрузки установки для ремонта, по существу, плоским;
выполняют оценку отображения данных нагрузки установки для ремонта, для определения, повышается ли, по существу, линия основания данных нагрузки установки для ремонта, на основе положительного результата определения, что верхний уровень данных нагрузки установки для ремонта остается, по существу, плоским; и
идентифицируют первое действие как вытягивание насосных штанг из ствола скважины на основе положительного результата определения, что линия основания для данных нагрузки установки для ремонта, по существу, повышается.
20. Способ по п.11, в котором идентификация первого действия, путем оценки множества данных нагрузки установки для ремонта на графике нагрузки установки для ремонта содержит следующие этапы:
выполняют оценку отображения данных нагрузки установки для ремонта для первого действия для определения, является ли линия основания данных нагрузки установки для ремонта среди множества данных нагрузки установки для ремонта, по существу, плоской;
выполняют оценку отображения данных нагрузки установки для ремонта для определения, повышается ли, по существу, верхний уровень данных нагрузки установки для ремонта, на основе положительного результата определения, что линия основания данных нагрузки установки для ремонта является, по существу, плоской; и
идентифицируют первое действия как извлечение труб из ствола скважины, на основе положительного результата определения, что верхний уровень данных нагрузки установки для ремонта, по существу, понижается.
21. Способ по п.11, в котором график нагрузки установки для ремонта представляют на мониторе.
22. Способ по п.11, в котором данные нагрузки установки для ремонта получают из гидравлического башмака установки для ремонта скважин.
23. Способ по п.11, дополнительно содержащий этап записи первого действия на компьютерном носителе информации.
24. Способ определения нагрузки на крюке установки для ремонта скважин на буровой площадке путем анализа графика нагрузки установки для ремонта, содержащего кривую данных нагрузки установки для ремонта, содержащий следующие этапы:
выполняют оценку отображения установки данных нагрузки для ремонта, полученных из установки для ремонта скважин, на графике нагрузки установки для ремонта;
выбирают первый уровень нагрузки установки для ремонта на кривой данных нагрузки установки для ремонта по отображению, на котором первый уровень нагрузки установки для ремонта расположен, по существу, вдоль пика на кривой данных нагрузки установки для ремонта;
выбирают второй уровень нагрузки установки для ремонта на кривой данных нагрузки установки для ремонта по отображению, на котором второй уровень нагрузки установки для ремонта расположен, по существу, во впадине вдоль кривой данных нагрузки установки для ремонта; и
рассчитывают разность между первым уровнем нагрузки установки для ремонта и вторым уровнем нагрузки установки для ремонта.
25. Способ по п.24, в котором второй уровень нагрузки установки для ремонта расположен, по существу, во впадине, непосредственно предшествующей пику первого уровня нагрузки установки для ремонта вдоль кривой данных нагрузки установки для ремонта.
26. Способ по п.24, в котором второй уровень нагрузки установки для ремонта расположен, по существу, во впадине, непосредственно следующей после пика первого уровня нагрузки установки для ремонта вдоль кривой данных нагрузки установки для ремонта.
27. Способ по п.24, в котором график нагрузки установки для ремонта представляют на мониторе.
28. Способ по п.24, в котором данные нагрузки установки для ремонта получают из гидравлического башмака установки для ремонта скважин.
29. Способ по п.24, дополнительно содержащий этап записи нагрузки на крюке установки для ремонта скважин на компьютерном носителе записи.
30. Способ определения скорости труб, содержащий скорость вставки или скорость извлечения труб из ствола скважины путем оценки отображения данных нагрузки, содержащий следующие этапы:
принимают множество точек данных нагрузки на крюке, содержащих кривую данных нагрузки, на дисплее, причем кривая данных нагрузки содержит множество пиков данных;
выбирают период времени на дисплее, причем этом период времени содержит, по меньшей мере, один из множества пиков данных;
определяют общее количество пиков данных, принятых на дисплее, в течение одинакового периода времени; и
рассчитывают скорость труб путем деления общего количества пиков данных на количество времени в периоде времени.
31. Способ по п.30, в котором отображение содержит график, представляемый на визуальном устройстве отображения.
32. Способ по п.30, в котором отображение содержит плоттер.
33. Способ по п.30, в котором данные нагрузки содержат данные нагрузки установки для ремонта, полученные из установки для ремонта скважин.
34. Способ определения скорости труб, содержащей скорость вставки или скорость извлечения труб из ствола скважины, путем оценки отображения данных нагрузки, содержащий следующие этапы:
принимают множество точек данных нагрузки, содержащих кривую данных нагрузки на дисплее, причем кривая данных нагрузки содержит множество впадин данных;
выбирают период времени на дисплее, причем этот период времени содержит, по меньшей мере, одну из множества впадин данных;
определяют общее количество впадин данных, принимаемых на дисплее в течение определенного периода времени; и
рассчитывают скорость труб путем деления общего количества впадин данных на количество времени в периоде времени.
35. Способ по п.34, в котором отображение содержит график на устройстве визуального отображения.
36. Способ по п.34, в котором дисплей содержит плоттер.
37. Способ по п.34, в котором данные нагрузки содержат данные нагрузки установки для ремонта, полученные из установки для ремонта скважин.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US71661205P | 2005-09-13 | 2005-09-13 | |
| US60/716,612 | 2005-09-13 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008114319A true RU2008114319A (ru) | 2009-10-20 |
| RU2408784C2 RU2408784C2 (ru) | 2011-01-10 |
Family
ID=37865456
Family Applications (4)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008114317/02A RU2421324C2 (ru) | 2005-09-13 | 2006-09-08 | Способ и система регулирования и анализа требуемого давления для трубных ключей при соединении насосно-компрессорных труб |
| RU2008114319/03A RU2408784C2 (ru) | 2005-09-13 | 2006-09-08 | Способ и система оценки данных веса, полученных из установки для ремонта скважин |
| RU2008114312/03A RU2412329C2 (ru) | 2005-09-13 | 2006-09-08 | Способ определения свойств блока установки для ремонта скважин путем оценки данных установки |
| RU2008114311/03A RU2008114311A (ru) | 2005-09-13 | 2006-09-11 | Способ и система оценки моментов времени завершения задачи на основании данных |
Family Applications Before (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008114317/02A RU2421324C2 (ru) | 2005-09-13 | 2006-09-08 | Способ и система регулирования и анализа требуемого давления для трубных ключей при соединении насосно-компрессорных труб |
Family Applications After (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008114312/03A RU2412329C2 (ru) | 2005-09-13 | 2006-09-08 | Способ определения свойств блока установки для ремонта скважин путем оценки данных установки |
| RU2008114311/03A RU2008114311A (ru) | 2005-09-13 | 2006-09-11 | Способ и система оценки моментов времени завершения задачи на основании данных |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (4) | US7359801B2 (ru) |
| AR (4) | AR056073A1 (ru) |
| BR (4) | BRPI0615804A2 (ru) |
| CA (5) | CA2621546C (ru) |
| EC (3) | ECSP088272A (ru) |
| RU (4) | RU2421324C2 (ru) |
| WO (4) | WO2007033001A2 (ru) |
Families Citing this family (37)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7359801B2 (en) * | 2005-09-13 | 2008-04-15 | Key Energy Services, Inc. | Method and system for evaluating weight data from a service rig |
| US7350593B1 (en) * | 2006-11-07 | 2008-04-01 | Schramm, Inc. | Electronically controlled earth drilling rig |
| US20080247827A1 (en) * | 2007-03-30 | 2008-10-09 | Remedial (Cyprus) Pcl | Work-over rig assembly and methods thereof |
| CA2684598A1 (en) * | 2007-04-19 | 2009-02-19 | Wise Well Intervention Services, Inc. | Well servicing modular combination unit |
| US7631563B2 (en) * | 2007-09-05 | 2009-12-15 | Key Energy Services, Inc. | Method and system for evaluating rod breakout based on tong pressure data |
| US7793918B2 (en) * | 2007-09-05 | 2010-09-14 | Key Energy Services, Llc | Method and system for governing block speed |
| US20090112657A1 (en) * | 2007-10-26 | 2009-04-30 | Sony Corporation | Repository infrastructure to store transaction information for providing customer service |
| CA2748487C (en) | 2008-12-30 | 2018-09-18 | Occidental Permian Ltd. | Mobile platform for monitoring a wellsite |
| US8281691B2 (en) * | 2009-05-03 | 2012-10-09 | Don Darrell Hickman | Tong assembly |
| US8232892B2 (en) * | 2009-11-30 | 2012-07-31 | Tiger General, Llc | Method and system for operating a well service rig |
| GB2492685A (en) * | 2010-03-02 | 2013-01-09 | Nat Oilwell Varco Lp | Calibrating process for torque measuring apparatuse |
| US9811799B2 (en) | 2010-06-10 | 2017-11-07 | Sony Eletronics, Inc. | Distributed customer support credits |
| CA2766763A1 (en) * | 2010-07-27 | 2012-02-02 | Globaltech Corporation Pty Ltd | Drilling activity logging device, system and method |
| CA2756544A1 (en) * | 2010-10-27 | 2012-04-27 | Key Energy Services, Llc | Method and system for evaluating sensor data from a well service rig |
| US9604405B2 (en) * | 2011-04-14 | 2017-03-28 | Underground Solutions Technologies Group, Inc. | Pipe fusion data management system and method |
| US8210283B1 (en) * | 2011-12-22 | 2012-07-03 | Hunt Energy Enterprises, L.L.C. | System and method for surface steerable drilling |
| US20140095554A1 (en) * | 2012-09-28 | 2014-04-03 | Hubertus V. Thomeer | System And Method For Storing Equipment Management Operations Data |
| US9766364B2 (en) | 2012-10-16 | 2017-09-19 | Don Darrell Hickman | Method and apparatus for controlling oil well drill site systems |
| US9958094B2 (en) | 2012-10-16 | 2018-05-01 | Don Darrell Hickman | Method and system for tightening threaded elements and certifying the connections and the devices for connecting threaded elements |
| US9562406B2 (en) | 2012-11-19 | 2017-02-07 | Key Energy Services, Llc | Mechanized and automated well service rig |
| US10428637B2 (en) | 2013-03-04 | 2019-10-01 | Fereidoun Abbassian | System and console for monitoring and managing well site operations |
| WO2014151619A2 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-25 | Fereidoun Abbassian | System and console for monitoring and managing casing running operations at a well site |
| WO2015002904A2 (en) | 2013-06-30 | 2015-01-08 | Fereidoun Abbassian | System and console for monitoring and managing well site operations |
| WO2015006085A2 (en) | 2013-06-30 | 2015-01-15 | Fereidoun Abbassian | System and console for monitoring data stream quality in drilling and production operations at a well site |
| US10260332B2 (en) | 2014-05-02 | 2019-04-16 | Kongsberg Oil And Gas Technologies As | System and console for monitoring and managing well site operations |
| US10323502B2 (en) | 2014-05-02 | 2019-06-18 | Kongsberg Oil And Gas Technologies As | System and console for monitoring and managing tripping operations at a well site |
| US10301923B2 (en) | 2014-05-02 | 2019-05-28 | Kongsberg Oil And Gas Technologies As | System and console for monitoring and managing well site drilling operations |
| US10436014B2 (en) | 2014-05-02 | 2019-10-08 | Kongsberg Oil And Gas Technologies As | System and console for monitoring and managing pressure testing operations at a well site |
| US10648296B2 (en) * | 2014-10-15 | 2020-05-12 | Schlumberger Technology Corporation | Borehole casing deployment detection |
| CN104481424B (zh) * | 2014-11-07 | 2016-05-18 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 一种分段切割不压井作业起管柱工艺 |
| US11933158B2 (en) | 2016-09-02 | 2024-03-19 | Motive Drilling Technologies, Inc. | System and method for mag ranging drilling control |
| CN106996273A (zh) * | 2017-05-17 | 2017-08-01 | 贵州航天天马机电科技有限公司 | 一种高支腿混合动力反循环锚固钻机 |
| CN109459167B (zh) * | 2018-09-30 | 2020-12-18 | 中国空间技术研究院 | 卫星动量轮摩擦力矩地面在线测试方法及系统 |
| CN111075431B (zh) * | 2020-01-09 | 2024-04-19 | 西安电子科技大学 | 一种试油气参数记录仪、作业状态模式识别方法及系统 |
| RU2753907C1 (ru) * | 2020-12-17 | 2021-08-24 | Евгений Валерьевич Задорожный | Способ измерения длины колонны труб, спускаемых в скважину, и устройство для его осуществления |
| US20220251906A1 (en) * | 2021-02-08 | 2022-08-11 | Saudi Arabian Oil Company | Measuring load on a drilling derrick during operations |
| CN114393578A (zh) * | 2021-12-31 | 2022-04-26 | 广州明珞装备股份有限公司 | 一种工艺动作判断方法、系统、设备及存储介质 |
Family Cites Families (51)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2883255A (en) * | 1954-04-28 | 1959-04-21 | Panellit Inc | Automatic process logging system |
| US3348234A (en) * | 1962-03-20 | 1967-10-17 | Reliance Electric & Eng Co | Production line operation monitor and recorder |
| US3257652A (en) * | 1962-03-20 | 1966-06-21 | Reliance Electric & Eng Co | Operation monitor |
| US3244404A (en) * | 1962-10-22 | 1966-04-05 | Emil A Bender | Drawworks assembly |
| US3745820A (en) * | 1969-04-04 | 1973-07-17 | Exxon Production Research Co | Leak proof threaded connections |
| US3838597A (en) * | 1971-12-28 | 1974-10-01 | Mobil Oil Corp | Method and apparatus for monitoring well pumping units |
| US4156467A (en) * | 1977-11-01 | 1979-05-29 | Mobil Oil Corporation | Well drilling system |
| US4114435A (en) * | 1977-11-01 | 1978-09-19 | Mobil Oil Corporation | Well drilling system |
| US4356557A (en) * | 1978-04-06 | 1982-10-26 | Cooper Industries, Inc. | Winch drum cable length measurement apparatus |
| US4616321A (en) * | 1979-08-29 | 1986-10-07 | Chan Yun T | Drilling rig monitoring system |
| US4434971A (en) * | 1981-02-11 | 1984-03-06 | Armco Inc. | Drilling rig drawworks hook load overspeed preventing system |
| DE3136433A1 (de) * | 1981-09-14 | 1983-03-31 | Klaus Prof. Dr.-Ing. 4006 Erkrath Brankamp | Verfahren zum feststellen und erkennen von abweichungen zyklisch wiederkehrender vorgaenge zum umformen von werkstuecken von einem normalverlauf |
| US4545017A (en) * | 1982-03-22 | 1985-10-01 | Continental Emsco Company | Well drilling apparatus or the like with position monitoring system |
| JPS58172928A (ja) * | 1982-04-01 | 1983-10-11 | 株式会社大隈鐵工所 | モ−タの監視装置 |
| US4552041A (en) * | 1983-04-21 | 1985-11-12 | Bilco Tools, Inc. | Power tongs control system |
| US4633720A (en) * | 1984-12-17 | 1987-01-06 | Dybel Frank Richard | Load monitoring system for progressive dies |
| US4831364A (en) * | 1986-03-14 | 1989-05-16 | Hitachi Koki Company, Limited | Drilling machine |
| US5107705A (en) * | 1990-03-30 | 1992-04-28 | Schlumberger Technology Corporation | Video system and method for determining and monitoring the depth of a bottomhole assembly within a wellbore |
| US5131130A (en) * | 1990-10-09 | 1992-07-21 | Allen-Bradley Company, Inc. | Torque-angle window control for threaded fasteners |
| US5212862A (en) * | 1990-10-09 | 1993-05-25 | Allen-Bradley Company, Inc. | Torque-angle window control for threaded fasteners |
| US5342020A (en) * | 1991-05-03 | 1994-08-30 | Stone Richard J | Speed controller for drilling rig traveling block |
| US5178006A (en) * | 1991-12-16 | 1993-01-12 | Shell Oil Company | Well velocity logging |
| US5274552A (en) * | 1992-04-20 | 1993-12-28 | M/D Totco | Drill string motion detection for bit depth calculation |
| US5233742A (en) * | 1992-06-29 | 1993-08-10 | Gray N Monroe | Method and apparatus for controlling tubular connection make-up |
| US5464058A (en) * | 1993-01-25 | 1995-11-07 | James N. McCoy | Method of using a polished rod transducer |
| US5449877A (en) * | 1993-12-29 | 1995-09-12 | Square D Company | Progressive power monitor for a current controlled resistance welder |
| US5711382A (en) * | 1995-07-26 | 1998-01-27 | Hansen; James | Automated oil rig servicing system |
| US5988299A (en) * | 1995-07-26 | 1999-11-23 | Hansen; James | Automated oil rig servicing system |
| US5634522A (en) * | 1996-05-31 | 1997-06-03 | Hershberger; Michael D. | Liquid level detection for artificial lift system control |
| US6079490A (en) * | 1998-04-10 | 2000-06-27 | Newman; Frederic M. | Remotely accessible mobile repair unit for wells |
| GB2341916B (en) * | 1998-08-17 | 2002-11-06 | Varco Internat Inc | Operator workstation for use on a drilling rig including integrated control and information |
| US6377189B1 (en) * | 1999-03-31 | 2002-04-23 | Frederic M. Newman | Oil well servicing system |
| US6212763B1 (en) * | 1999-06-29 | 2001-04-10 | Frederic M. Newman | Torque-turn system for a three-element sucker rod joint |
| US6276449B1 (en) * | 2000-03-23 | 2001-08-21 | Frederic M. Newman | Engine speed control for hoist and tongs |
| US6728638B2 (en) * | 2001-04-23 | 2004-04-27 | Key Energy Services, Inc. | Method of monitoring operations of multiple service vehicles at a well site |
| US6826492B2 (en) * | 2001-04-23 | 2004-11-30 | Key Energy Services, Inc. | Method of managing a well file record at a well site |
| US6578634B2 (en) * | 2001-09-05 | 2003-06-17 | Key Energy Services, Inc. | Method of monitoring pumping operations of a service vehicle at a well site |
| US7006009B2 (en) * | 2002-04-01 | 2006-02-28 | Key Energy Services, Inc. | Servicing system for wells |
| MXPA05005514A (es) * | 2002-11-25 | 2005-07-25 | Key Energy Services Inc | Dispositivo de cresta exterior-lecho exterior para un equipo de servicio para pozo. |
| US7461830B2 (en) * | 2002-11-25 | 2008-12-09 | Key Energy Services, Inc | Multiple sensor for preventing a crown-block incursion on an oil well rig |
| US7128167B2 (en) * | 2002-12-27 | 2006-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for rig state detection |
| US6868920B2 (en) * | 2002-12-31 | 2005-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for averting or mitigating undesirable drilling events |
| US20040226712A1 (en) * | 2003-05-14 | 2004-11-18 | Hood John Charles | Portable memory device for mobile workover rig |
| AR046171A1 (es) * | 2003-10-03 | 2005-11-30 | Key Energy Services Inc | Sistema de captura de datos para un vehículo de reacondicionamiento de pozos. |
| WO2005084246A2 (en) * | 2004-02-27 | 2005-09-15 | Key Energy Services, Inc. | Safemode operating system for a drilling or service rig |
| US7363967B2 (en) * | 2004-05-03 | 2008-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tool with navigation system |
| US7107154B2 (en) * | 2004-05-25 | 2006-09-12 | Robbins & Myers Energy Systems L.P. | Wellbore evaluation system and method |
| US7226037B2 (en) * | 2004-08-25 | 2007-06-05 | Key Energy Services, Inc. | System for assuring engagement of a hydromatic brake on a drilling or well service rig |
| US7418348B2 (en) * | 2004-12-21 | 2008-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Signal thresholding apparatus, systems, and methods |
| US20070056727A1 (en) * | 2005-09-13 | 2007-03-15 | Key Energy Services, Inc. | Method and system for evaluating task completion times to data |
| US7359801B2 (en) * | 2005-09-13 | 2008-04-15 | Key Energy Services, Inc. | Method and system for evaluating weight data from a service rig |
-
2006
- 2006-09-05 US US11/516,105 patent/US7359801B2/en active Active
- 2006-09-05 US US11/516,153 patent/US7519508B2/en active Active
- 2006-09-08 RU RU2008114317/02A patent/RU2421324C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-09-08 RU RU2008114319/03A patent/RU2408784C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-09-08 RU RU2008114312/03A patent/RU2412329C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-09-08 CA CA2621546A patent/CA2621546C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-09-08 US US11/517,919 patent/US7519475B2/en active Active
- 2006-09-08 WO PCT/US2006/034994 patent/WO2007033001A2/en active Application Filing
- 2006-09-08 CA CA2839478A patent/CA2839478C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-09-08 BR BRPI0615804-8A patent/BRPI0615804A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2006-09-08 BR BRPI0615872-2A patent/BRPI0615872A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2006-09-08 CA CA2621592A patent/CA2621592C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-09-08 WO PCT/US2006/035109 patent/WO2007033024A2/en active Application Filing
- 2006-09-08 BR BRPI0615799-8A patent/BRPI0615799A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2006-09-08 CA CA2621544A patent/CA2621544C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-09-08 WO PCT/US2006/035202 patent/WO2007033040A2/en active Application Filing
- 2006-09-11 RU RU2008114311/03A patent/RU2008114311A/ru not_active Application Discontinuation
- 2006-09-11 CA CA002621550A patent/CA2621550A1/en not_active Abandoned
- 2006-09-11 WO PCT/US2006/035293 patent/WO2007033070A2/en active Application Filing
- 2006-09-11 BR BRPI0615800-5A patent/BRPI0615800A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2006-09-13 AR ARP060104009A patent/AR056073A1/es unknown
- 2006-09-13 AR ARP060104008A patent/AR056072A1/es unknown
- 2006-09-13 AR ARP060104011A patent/AR056075A1/es unknown
- 2006-09-13 AR ARP060104010A patent/AR056074A1/es unknown
-
2007
- 2007-07-10 US US11/827,052 patent/US7657376B2/en active Active
-
2008
- 2008-03-13 EC EC2008008272A patent/ECSP088272A/es unknown
- 2008-03-13 EC EC2008008284A patent/ECSP088284A/es unknown
- 2008-03-13 EC EC2008008271A patent/ECSP088271A/es unknown
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2008114319A (ru) | Способ и система оценки данных веса, полученных из установки для ремонта скважин | |
| US9990586B2 (en) | System and method for analyzing and validating oil and gas well production data | |
| RU2613218C2 (ru) | Системы и способы интерпретирования с поддержанием анонимности производственной деятельности в применении к буровым установкам | |
| EP2198115B1 (en) | Method of using pressure signatures to predict injection well anomalies | |
| RU2502870C2 (ru) | Способы и устройство для планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте | |
| RU2006119432A (ru) | Способы геомеханического моделирования трещин | |
| US10430897B2 (en) | Automated rig activity report generation | |
| US8579504B2 (en) | Subsea and landing string distributed temperature sensor system | |
| US10641078B2 (en) | Intelligent control of drill pipe torque | |
| WO2014116305A2 (en) | Well integrity management using coupled engineering analysis | |
| Kaiser | Rigless well abandonment remediation in the shallow water US Gulf of Mexico | |
| CN1759227A (zh) | 用于可扩张的衬管系统的套管靴 | |
| US20190010789A1 (en) | Method to determine a location for placing a well within a target reservoir | |
| Coleman et al. | Applying gas-well load-up technology | |
| Moeinikia et al. | A study of possible solutions for cost efficient subsea well Abandonment | |
| Egge | A cost-efficient approach to rigless p&a of platform wells | |
| CN110725658B (zh) | 一种径向锚定倒扣取换套管装置及方法 | |
| JP7489043B2 (ja) | 抑留予測方法及びシステム | |
| US20210324736A1 (en) | Method of performing formation testing operations | |
| CN111075431A (zh) | 一种试油气参数记录仪、作业状态模式识别方法及系统 | |
| CN116263099A (zh) | 录井作业用溢流与井漏的智能监测方法和系统 | |
| WO2015173657A2 (en) | Systems and methods determining a bit tripping schedule and bit selection based on total cost of drilling | |
| Hapsari et al. | Dynamic Simulation Approach for Liquid Loading in Horizontal Gas Well X Field Indonesia | |
| RU2280158C1 (ru) | Способ исследования скважины, оборудованной штанговым насосом | |
| RU2483208C1 (ru) | Способ последовательного освоения многообъектной скважины |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180909 |