RU2008144801A - Способы конструирования и изготовления долот для роторного бурения, имеющих предсказуемые характеристики поперечных колебаний - Google Patents
Способы конструирования и изготовления долот для роторного бурения, имеющих предсказуемые характеристики поперечных колебаний Download PDFInfo
- Publication number
- RU2008144801A RU2008144801A RU2008144801/03A RU2008144801A RU2008144801A RU 2008144801 A RU2008144801 A RU 2008144801A RU 2008144801/03 A RU2008144801/03 A RU 2008144801/03A RU 2008144801 A RU2008144801 A RU 2008144801A RU 2008144801 A RU2008144801 A RU 2008144801A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drill bit
- bit
- cutting elements
- calculated
- vector
- Prior art date
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B10/00—Drill bits
Abstract
1. Способ для использования в бурении по меньшей мере одного подземного пласта, включающий: ! создание базы данных, содержащей информацию о множестве эталонных буровых долот, включающую параметры характеристик поперечных колебаний и множество различных рассчитанных векторов силы дисбаланса, соответствующих множеству различных механических скоростей бурения для каждого соответствующего эталонного бурового долота из указанного множества, ! конструирование другого бурового долота для роторного бурения, включающее: ! обращение к информации в базе данных с целью определения по меньшей мере вектора силы дисбаланса или механической скорости бурения, которые сказываются на желаемых характеристиках поперечных колебаний упомянутого другого бурового долота, ! расчет вектора силы дисбаланса упомянутого другого бурового долота и ! прогнозирование параметров по меньшей мере одной характеристики поперечных колебаний упомянутого другого бурового долота путем использования информации из базы данных, и ! формирование упомянутого другого бурового долота, включающее конфигурирование множества режущих элементов, закрепленных на торце этого долота таким образом, чтобы оно демонстрировало рассчитанный вектор силы дисбаланса. ! 2. Способ по п.1, в котором при формировании другого бурового долота осуществляют: ! формирование множества продольно проходящих лопастей, ограничивающих находящиеся между ними на торце долота отверстия для выноса бурового шлама, и ! устанавливают по меньшей мере один из указанного множества режущих элементов на каждой из этих лопастей. ! 3. Способ по п.2, включающий: ! конфигурирование дру
Claims (24)
1. Способ для использования в бурении по меньшей мере одного подземного пласта, включающий:
создание базы данных, содержащей информацию о множестве эталонных буровых долот, включающую параметры характеристик поперечных колебаний и множество различных рассчитанных векторов силы дисбаланса, соответствующих множеству различных механических скоростей бурения для каждого соответствующего эталонного бурового долота из указанного множества,
конструирование другого бурового долота для роторного бурения, включающее:
обращение к информации в базе данных с целью определения по меньшей мере вектора силы дисбаланса или механической скорости бурения, которые сказываются на желаемых характеристиках поперечных колебаний упомянутого другого бурового долота,
расчет вектора силы дисбаланса упомянутого другого бурового долота и
прогнозирование параметров по меньшей мере одной характеристики поперечных колебаний упомянутого другого бурового долота путем использования информации из базы данных, и
формирование упомянутого другого бурового долота, включающее конфигурирование множества режущих элементов, закрепленных на торце этого долота таким образом, чтобы оно демонстрировало рассчитанный вектор силы дисбаланса.
2. Способ по п.1, в котором при формировании другого бурового долота осуществляют:
формирование множества продольно проходящих лопастей, ограничивающих находящиеся между ними на торце долота отверстия для выноса бурового шлама, и
устанавливают по меньшей мере один из указанного множества режущих элементов на каждой из этих лопастей.
3. Способ по п.2, включающий:
конфигурирование другого бурового долота таким образом, чтобы оно демонстрировало рассчитанный вектор силы дисбаланса в предопределенном направлении относительно одной из указанного множества лопастей так, чтобы придать этому долоту по меньшей мере одну из рассчитанных характеристик поперечных колебаний,
определение траектории прохождения долота через подземный пласт по меньшей мере частично с учетом по меньшей мере одной спрогнозированной характеристики поперечных колебаний долота, и
пробуривание буровой скважины посредством упомянутого другого бурового долота вдоль определенной траектории прохождения долота через по меньшей мере один подземный пласт.
4. Способ по п.3, в котором конфигурирование другого бурового долота для демонстрации им рассчитанного вектора силы дисбаланса включает прикрепление каждого из множества режущих элементов к лопасти в месте и с ориентацией, рассчитанными таким образом, чтобы это долото демонстрировало рассчитанный вектор силы дисбаланса.
5. Способ по п.3 или 4, в котором в котором конфигурирование другого бурового долота для демонстрирования им рассчитанного вектора силы дисбаланса включает или конфигурирование этого долота с целью демонстрирования им рассчитанного вектора силы дисбаланса в направлении к одной из указанного множества лопастей, чтобы долото отклонялось влево, или же конфигурирование указанного долота с целью демонстрирования им рассчитанного вектора силы дисбаланса в направлении к указанному отверстию для выноса бурового шлама.
6. Способ по п.3 или 4, в котором конфигурирование множества режущих элементов, установленных на торце другого бурового долота, для демонстрирования им рассчитанного вектора силы дисбаланса, включает выбор по меньшей мере одного параметра из группы, включающей размер, радиальную позицию относительно долота, продольную позицию относительно долота, угла наклона в задней плоскости, а также угла наклона в боковой плоскости по меньшей мере одного из указанного множества режущих элементов.
7. Способ по п.5, в котором конфигурирование другого бурового долота для демонстрирования им рассчитанного вектора силы дисбаланса включает или конфигурирование этого долота с целью демонстрирования им рассчитанного вектора силы дисбаланса в направлении к одной из указанного множества лопастей, чтобы долото отклонялось влево, или же конфигурирование указанного долота с целью демонстрирования им рассчитанного вектора силы дисбаланса в направлении к указанному отверстию для выноса бурового шлама.
8. Способ по п.1, включающий шаги, обеспечивающие демонстрирование упомянутым другим буровым долотом вектора силы дисбаланса, по существу соответствующего по меньшей мере одному вектору силы дисбаланса по меньшей мере одного эталонного бурового долота.
9. Способ по п.8, в котором указанные шаги включают закрепление множества режущих элементов в предопределенных местах расположения и в предопределенной ориентации на торце упомянутого другого бурового долота.
10. Способ по п.8 или 9, в котором создание базы данных включает:
изготовление множества эталонных буровых долот для роторного бурения, каждое из которых содержит множество режущих элементов, неподвижно закрепленных на его торце,
измерение мест расположения и ориентации по меньшей мере некоторых из множества режущих элементов на торце каждого эталонного бурового долота из указанного множества,
расчет вектора силы дисбаланса для каждого эталонного бурового долота из указанного множества посредством использования зарегистрированных мест расположения и ориентации по меньшей мере некоторых режущих элементов, и
добавление в базу данных вектора силы дисбаланса каждого эталонного бурового долота.
11. Способ по п.10, в котором упомянутое измерение мест расположения и ориентации по меньшей мере некоторых режущих элементов на торце каждого эталонного бурового долота включает измерение продольной позиции относительно продольной оси каждого соответствующего эталонного бурового долота, радиальной позиции относительно продольной оси каждого соответствующего эталонного бурового долота, угла наклона в задней плоскости и угла наклона в боковой плоскости каждого из указанных по меньшей мере некоторых режущих элементов.
12. Способ по п.10, в котором осуществляют расчет вектора силы дисбаланса каждого эталонного бурового долота из указанного множества при по меньшей мере одной выбранной механической скорости бурения.
13. Способ по п.10, в котором для создания базы данных также осуществляют:
пробуривание по меньшей мере одного подземного пласта посредством каждого эталонного бурового долота из указанного множества,
определение характеристик поперечных колебаний каждого эталонного бурового долота при одной или более механической скорости бурения и
добавление к базе данных информации, относящейся к этим характеристикам поперечных колебаний и к одной или более механической скорости бурения каждого эталонного бурового долота.
14. Способ по п.13, в котором упомянутое измерение мест расположения и ориентации по меньшей мере некоторых режущих элементов на торце каждого эталонного бурового долота включает измерение продольной позиции относительно продольной оси каждого соответствующего эталонного бурового долота, радиальной позиции относительно продольной оси каждого соответствующего эталонного бурового долота, угла наклона в задней плоскости и угла наклона в боковой плоскости каждого из указанных по меньшей мере некоторых режущих элементов.
15. Способ по п.14, в котором осуществляют расчет вектора силы дисбаланса каждого эталонного бурового долота из указанного множества при по меньшей мере одной выбранной механической скорости бурения.
16. Способ по одному из пп.1-4, в котором при обращении к базе данных используют компьютерную систему для выполнения алгоритма действий для обращения в электронной форме к базе данных и сравнения рассчитанного вектора силы дисбаланса упомянутого другого бурового долота с рассчитанным вектором силы дисбаланса по меньшей мере некоторых из указанного множества эталонных буровых долот, чтобы предсказать характеристики поперечных колебаний бурового долота.
17. Устройство, содержащее буровое долото для роторного бурения и систему сбора данных для сбора данных, относящихся к силе дисбаланса бурового долота, содержащую электронное устройство, размещенное внутри бурового долота и выполненное с возможностью расчета и регистрации силы дисбаланса бурового долота.
18. Устройство по п.17, в котором буровое долото сконфигурировано с возможностью получения силы дисбаланса, сориентированной в направлении отверстия для выноса бурового шлама, располагающегося между двумя лопастями из множества продольно проходящих лопастей долота так, что это долото демонстрирует характеристики поперечных колебаний, направленных влево.
19. Устройство по п.17 или 18, в котором электронное устройство включает:
по меньшей мере один процессор для обработки электронных сигналов,
по меньшей мере одно запоминающее устройство, электрически соединенное с указанным по меньшей мере одним процессором, и
по меньшей мере одно устройство ввода, также электрически соединенное с указанным по меньшей мере одним процессором.
20. Устройство по п.19, в котором в память по меньшей мере одного запоминающего устройства программируют данные о месте расположения предопределенной целевой области внутри подземного пласта.
21. Устройство по п.17, в котором буровое долото сконфигурировано с возможностью демонстрирования силы дисбаланса, сориентированной в предопределенном направлении таким образом, чтобы буровое долото демонстрировало по меньшей мере одну из характеристик поперечных колебаний.
22. Устройство по п.19, в котором указанное по меньшей мере одно устройство ввода содержит по меньшей мере акселерометр или магнитометр.
23. Устройство по п.22, в котором в память по меньшей мере одного запоминающего устройства программируют данные о месте расположения предопределенной целевой области внутри подземного пласта.
24. Устройство по п.23, в котором упомянутое электронное устройство сконфигурировано под контролем программы с возможностью сравнивания места расположения бурового долота с местом расположения предопределенной целевой области внутри подземного пласта.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/404,389 US7866413B2 (en) | 2006-04-14 | 2006-04-14 | Methods for designing and fabricating earth-boring rotary drill bits having predictable walk characteristics and drill bits configured to exhibit predicted walk characteristics |
US11/404,389 | 2006-04-14 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2008144801A true RU2008144801A (ru) | 2010-05-20 |
Family
ID=38353249
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008144801/03A RU2008144801A (ru) | 2006-04-14 | 2007-04-13 | Способы конструирования и изготовления долот для роторного бурения, имеющих предсказуемые характеристики поперечных колебаний |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7866413B2 (ru) |
EP (1) | EP2007969A1 (ru) |
CN (1) | CN101460701A (ru) |
CA (1) | CA2648192A1 (ru) |
RU (1) | RU2008144801A (ru) |
WO (1) | WO2007120786A1 (ru) |
Families Citing this family (28)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2628809A1 (en) * | 2005-11-08 | 2007-05-18 | Baker Hughes Incorporated | Methods for optimizing efficiency and durability of rotary drag bits and rotary drag bits designed for optimal efficiency and durability |
CN104453789B (zh) * | 2007-12-05 | 2017-12-22 | 霍利贝顿能源服务公司 | 改进井具的设计、制造、性能和/或使用的方法和系统 |
MX2010006477A (es) * | 2007-12-14 | 2010-10-04 | Halliburton Energy Serv Inc | Metodos y sistemas para predecir el desvio de barreno giratorio y para diseñar barrenos giratorios y otras herramientas agujero abajo. |
US9103170B2 (en) * | 2008-05-16 | 2015-08-11 | Smith International, Inc. | Impregnated drill bit |
US8028764B2 (en) * | 2009-02-24 | 2011-10-04 | Baker Hughes Incorporated | Methods and apparatuses for estimating drill bit condition |
UA94503C2 (en) * | 2009-09-04 | 2011-05-10 | Ирина Григорьевна Добролюбова | Drill bit |
US20120067651A1 (en) * | 2010-09-16 | 2012-03-22 | Smith International, Inc. | Hardfacing compositions, methods of applying the hardfacing compositions, and tools using such hardfacing compositions |
US8768627B2 (en) * | 2011-03-11 | 2014-07-01 | Landmark Graphics Corporation | Methods and systems of estimating formation parameters |
US9222350B2 (en) | 2011-06-21 | 2015-12-29 | Diamond Innovations, Inc. | Cutter tool insert having sensing device |
US10036207B2 (en) | 2012-05-30 | 2018-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotary drill bit and method for designing a rotary drill bit for directional and horizontal drilling |
WO2014011197A1 (en) | 2012-07-13 | 2014-01-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotary drill bits with back-up cutiing elements to optimize bit life |
US9255450B2 (en) | 2013-04-17 | 2016-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with self-adjusting pads |
US9816368B2 (en) | 2013-05-14 | 2017-11-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Active control of drill bit walking |
GB201317883D0 (en) | 2013-10-09 | 2013-11-20 | Iti Scotland Ltd | Control method |
GB201318020D0 (en) * | 2013-10-11 | 2013-11-27 | Iti Scotland Ltd | Drilling apparatus |
GB2537250A (en) | 2013-12-06 | 2016-10-12 | Halliburton Energy Services Inc | Rotary drill bit including multi-layer cutting elements |
US10450842B2 (en) | 2014-08-26 | 2019-10-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shape-based modeling of interactions between downhole drilling tools and rock formation |
US9746403B2 (en) | 2014-10-06 | 2017-08-29 | CNPC USA Corp. | Method of testing a polycrystalline diamond compact cutter |
US10526850B2 (en) | 2015-06-18 | 2020-01-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill bit cutter having shaped cutting element |
US10041305B2 (en) | 2015-09-11 | 2018-08-07 | Baker Hughes Incorporated | Actively controlled self-adjusting bits and related systems and methods |
US10066444B2 (en) | 2015-12-02 | 2018-09-04 | Baker Hughes Incorporated | Earth-boring tools including selectively actuatable cutting elements and related methods |
US10214968B2 (en) | 2015-12-02 | 2019-02-26 | Baker Hughes Incorporated | Earth-boring tools including selectively actuatable cutting elements and related methods |
US10273759B2 (en) | 2015-12-17 | 2019-04-30 | Baker Hughes Incorporated | Self-adjusting earth-boring tools and related systems and methods |
CN105545211B (zh) * | 2016-01-21 | 2018-06-29 | 盐城市中标工程装备制造有限公司 | 入岩钻头结构 |
CA3066610A1 (en) | 2017-06-15 | 2018-12-20 | Drillscan France Sas | Generating drilling paths using a drill model |
US10633929B2 (en) | 2017-07-28 | 2020-04-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Self-adjusting earth-boring tools and related systems |
US11293275B2 (en) | 2018-05-04 | 2022-04-05 | Schlumberger Technology Corporation | Recording device for measuring downhole parameters |
CN109343146B (zh) * | 2018-11-30 | 2021-08-13 | 核工业华东二六三工程勘察院 | 一种天然气水合物勘探装置及勘探方法 |
Family Cites Families (39)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4303994A (en) * | 1979-04-12 | 1981-12-01 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for monitoring drill string characteristics during drilling |
US4508182A (en) * | 1983-07-20 | 1985-04-02 | Dailey Petroleum Services Corp. | Method and apparatus for controlling azimuthal drift of a drill bit |
US4662458A (en) * | 1985-10-23 | 1987-05-05 | Nl Industries, Inc. | Method and apparatus for bottom hole measurement |
US4739841A (en) * | 1986-08-15 | 1988-04-26 | Anadrill Incorporated | Methods and apparatus for controlled directional drilling of boreholes |
US4804051A (en) * | 1987-09-25 | 1989-02-14 | Nl Industries, Inc. | Method of predicting and controlling the drilling trajectory in directional wells |
US4815342A (en) * | 1987-12-15 | 1989-03-28 | Amoco Corporation | Method for modeling and building drill bits |
US4903245A (en) * | 1988-03-11 | 1990-02-20 | Exploration Logging, Inc. | Downhole vibration monitoring of a drillstring |
US5010789A (en) * | 1989-02-21 | 1991-04-30 | Amoco Corporation | Method of making imbalanced compensated drill bit |
US5042596A (en) * | 1989-02-21 | 1991-08-27 | Amoco Corporation | Imbalance compensated drill bit |
GB8926688D0 (en) * | 1989-11-25 | 1990-01-17 | Reed Tool Co | Improvements in or relating to rotary drill bits |
US5109935A (en) * | 1989-11-25 | 1992-05-05 | Reed Tool Company Limited | Rotary drill bits |
GB8926689D0 (en) * | 1989-11-25 | 1990-01-17 | Reed Tool Co | Improvements in or relating to rotary drill bits |
US5099929A (en) * | 1990-05-04 | 1992-03-31 | Dresser Industries, Inc. | Unbalanced PDC drill bit with right hand walk tendencies, and method of drilling right hand bore holes |
US5178222A (en) * | 1991-07-11 | 1993-01-12 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit having enhanced stability |
US5186268A (en) * | 1991-10-31 | 1993-02-16 | Camco Drilling Group Ltd. | Rotary drill bits |
US5358059A (en) * | 1993-09-27 | 1994-10-25 | Ho Hwa Shan | Apparatus and method for the dynamic measurement of a drill string employed in drilling |
US5456141A (en) | 1993-11-12 | 1995-10-10 | Ho; Hwa-Shan | Method and system of trajectory prediction and control using PDC bits |
US5842149A (en) * | 1996-10-22 | 1998-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop drilling system |
US7032689B2 (en) * | 1996-03-25 | 2006-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for predicting performance of a drilling system of a given formation |
US5937958A (en) | 1997-02-19 | 1999-08-17 | Smith International, Inc. | Drill bits with predictable walk tendencies |
US5957223A (en) * | 1997-03-05 | 1999-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Bi-center drill bit with enhanced stabilizing features |
GB9712342D0 (en) * | 1997-06-14 | 1997-08-13 | Camco Int Uk Ltd | Improvements in or relating to rotary drill bits |
US6173797B1 (en) * | 1997-09-08 | 2001-01-16 | Baker Hughes Incorporated | Rotary drill bits for directional drilling employing movable cutters and tandem gage pad arrangement with active cutting elements and having up-drill capability |
US6006845A (en) * | 1997-09-08 | 1999-12-28 | Baker Hughes Incorporated | Rotary drill bits for directional drilling employing tandem gage pad arrangement with reaming capability |
US5967247A (en) * | 1997-09-08 | 1999-10-19 | Baker Hughes Incorporated | Steerable rotary drag bit with longitudinally variable gage aggressiveness |
US6186251B1 (en) * | 1998-07-27 | 2001-02-13 | Baker Hughes Incorporated | Method of altering a balance characteristic and moment configuration of a drill bit and drill bit |
GB2345500B (en) | 1998-12-05 | 2002-09-25 | Camco Internat | A method of determining characteristics of a rotary drag-type drill bit |
GB2346628B (en) * | 1999-01-29 | 2002-09-18 | Camco Internat | A method of predicting characteristics of a rotary drag-type drill bit design |
US6308790B1 (en) * | 1999-12-22 | 2001-10-30 | Smith International, Inc. | Drag bits with predictable inclination tendencies and behavior |
US6785641B1 (en) * | 2000-10-11 | 2004-08-31 | Smith International, Inc. | Simulating the dynamic response of a drilling tool assembly and its application to drilling tool assembly design optimization and drilling performance optimization |
US9482055B2 (en) * | 2000-10-11 | 2016-11-01 | Smith International, Inc. | Methods for modeling, designing, and optimizing the performance of drilling tool assemblies |
US7020597B2 (en) * | 2000-10-11 | 2006-03-28 | Smith International, Inc. | Methods for evaluating and improving drilling operations |
GB0009266D0 (en) | 2000-04-15 | 2000-05-31 | Camco Int Uk Ltd | Method and apparatus for predicting an operating characteristic of a rotary earth boring bit |
US6438495B1 (en) * | 2000-05-26 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Method for predicting the directional tendency of a drilling assembly in real-time |
GB2384567B (en) | 2000-05-26 | 2004-08-11 | Schlumberger Holdings | A method for predicting the directional tendency of a drilling assembly in real-time |
US20030136588A1 (en) * | 2002-01-24 | 2003-07-24 | David Truax | Roller cone drill bit having designed walk characteristics |
US8185365B2 (en) | 2003-03-26 | 2012-05-22 | Smith International, Inc. | Radial force distributions in rock bits |
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 |
EP2281996A2 (en) * | 2005-08-08 | 2011-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for designing and/or selecting drilling equipment using predictions of rotary drill bit walk |
-
2006
- 2006-04-14 US US11/404,389 patent/US7866413B2/en active Active
-
2007
- 2007-04-13 CA CA002648192A patent/CA2648192A1/en not_active Abandoned
- 2007-04-13 RU RU2008144801/03A patent/RU2008144801A/ru not_active Application Discontinuation
- 2007-04-13 WO PCT/US2007/009060 patent/WO2007120786A1/en active Application Filing
- 2007-04-13 EP EP07755361A patent/EP2007969A1/en not_active Withdrawn
- 2007-04-13 CN CNA2007800204064A patent/CN101460701A/zh active Pending
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2007120786B1 (en) | 2007-12-21 |
US20070240904A1 (en) | 2007-10-18 |
EP2007969A1 (en) | 2008-12-31 |
CA2648192A1 (en) | 2007-10-25 |
CN101460701A (zh) | 2009-06-17 |
WO2007120786A1 (en) | 2007-10-25 |
US7866413B2 (en) | 2011-01-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2008144801A (ru) | Способы конструирования и изготовления долот для роторного бурения, имеющих предсказуемые характеристики поперечных колебаний | |
RU2660827C1 (ru) | Непрерывное определение местоположения во время бурения | |
EP3055502B1 (en) | Downhole closed loop drilling system with depth measurement | |
CA2964228C (en) | Methods and systems for modeling an advanced 3-dimensional bottomhole assembly | |
US20180334897A1 (en) | Drilling control based on brittleness index correlation | |
US11713671B2 (en) | Downhole state-machine-based monitoring of vibration | |
US11704453B2 (en) | Drill bit design selection and use | |
US20140136168A1 (en) | Drill bit simulation and optimization | |
NO345447B1 (no) | Modellering og simulering av komplette borestrenger | |
CN105378215B (zh) | 钻井组件中的粘滑振动的消除 | |
EP3149275A1 (en) | Fault detection for active damping of a wellbore logging tool | |
Evangelatos et al. | Advanced BHA-ROP modeling including neural network analysis of drilling performance data | |
Wilson et al. | HFTO Solved: Proven Mitigation of High Frequency Torsional Oscillations in Motor-Assisted Rotary Steerable Applications | |
US20220025755A1 (en) | Reduction of backward whirl during drilling | |
US11073009B2 (en) | Drilling energy calculation based on transient dynamics simulation and its application to drilling optimization | |
AU2015417389A1 (en) | Dogleg severity estimator for point-the-bit rotary steerable systems | |
US9988891B2 (en) | Monitoring control and/or optimization of borehole sidetracking | |
Barton et al. | True Matching of Bit and Multidiameter String Tools Delivers Optimized Drilling Performance | |
WO2016022134A1 (en) | Active damping control of a wellbore logging tool | |
EP3152394B1 (en) | Optimal vibration control for a wellbore logging tool | |
KR102574391B1 (ko) | 천공장비의 최적 세팅조건 산정 시스템 및 방법 | |
CA2929078C (en) | Rotary drill bit including multi-layer cutting elements | |
US20090159333A1 (en) | Determining drillstring neutral point based on hydraulic factor |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
FA93 | Acknowledgement of application withdrawn (no request for examination) |
Effective date: 20100414 |