RU2013132445A - Способ оптимизации бурения с забойным бескомпрессорным двигателем - Google Patents
Способ оптимизации бурения с забойным бескомпрессорным двигателем Download PDFInfo
- Publication number
- RU2013132445A RU2013132445A RU2013132445/03A RU2013132445A RU2013132445A RU 2013132445 A RU2013132445 A RU 2013132445A RU 2013132445/03 A RU2013132445/03 A RU 2013132445/03A RU 2013132445 A RU2013132445 A RU 2013132445A RU 2013132445 A RU2013132445 A RU 2013132445A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- rotor
- stator
- ratios
- operational parameters
- torque
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 26
- 238000005457 optimization Methods 0.000 title claims 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims 7
- 239000012530 fluid Substances 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
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
- E21B44/02—Automatic control of the tool feed
-
- 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
- E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
- E21B4/02—Fluid rotary type drives
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B45/00—Measuring the drilling time or rate of penetration
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01P—MEASURING LINEAR OR ANGULAR SPEED, ACCELERATION, DECELERATION, OR SHOCK; INDICATING PRESENCE, ABSENCE, OR DIRECTION, OF MOVEMENT
- G01P3/00—Measuring linear or angular speed; Measuring differences of linear or angular speeds
- G01P3/42—Devices characterised by the use of electric or magnetic means
- G01P3/44—Devices characterised by the use of electric or magnetic means for measuring angular speed
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01P—MEASURING LINEAR OR ANGULAR SPEED, ACCELERATION, DECELERATION, OR SHOCK; INDICATING PRESENCE, ABSENCE, OR DIRECTION, OF MOVEMENT
- G01P3/00—Measuring linear or angular speed; Measuring differences of linear or angular speeds
- G01P3/42—Devices characterised by the use of electric or magnetic means
- G01P3/44—Devices characterised by the use of electric or magnetic means for measuring angular speed
- G01P3/48—Devices characterised by the use of electric or magnetic means for measuring angular speed by measuring frequency of generated current or voltage
- G01P3/481—Devices characterised by the use of electric or magnetic means for measuring angular speed by measuring frequency of generated current or voltage of pulse signals
- G01P3/487—Devices characterised by the use of electric or magnetic means for measuring angular speed by measuring frequency of generated current or voltage of pulse signals delivered by rotating magnets
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02K—DYNAMO-ELECTRIC MACHINES
- H02K11/00—Structural association of dynamo-electric machines with electric components or with devices for shielding, monitoring or protection
- H02K11/20—Structural association of dynamo-electric machines with electric components or with devices for shielding, monitoring or protection for measuring, monitoring, testing, protecting or switching
- H02K11/21—Devices for sensing speed or position, or actuated thereby
- H02K11/215—Magnetic effect devices, e.g. Hall-effect or magneto-resistive elements
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Power Engineering (AREA)
- Microelectronics & Electronic Packaging (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Connection Of Motors, Electrical Generators, Mechanical Devices, And The Like (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
- Control Of Electric Motors In General (AREA)
Abstract
1. Способ оптимизации работы бура, приводимого в действие от ротора и статора гидравлически или пневматически, при бурении им ствола скважины в земле, в котором осуществляют:а) измерение первого набора эксплуатационных параметров ротора и статора, включая скорость вращения и крутящий момент ротора для первого периода времени,b) генерирование первого набора соотношений из первого набора эксплуатационных параметров для обеспечения возможности прогнозирования скорости и крутящего момента ротора в диапазоне значений эксплуатационных параметров,c) определение, исходя из соотношений, первого более оптимального режима работы,d) изменение по меньшей мере одного эксплуатационного параметра для перемещения работы ротора и статора в направлении более оптимального режима работы.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что ротор и статор образуют двигатель объемного или кавитационного типа или турбину.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерение скорости двигателя выполняют на забое скважины вблизи от ротора.4. Способ по п.1, отличающийся тем, что крутящий момент, производимый ротором, измеряют на забое скважины.5. Способ по п.1, отличающийся тем, что первый набор соотношений включает соотношение между крутящим моментом, генерируемым ротором, и перепадом давления за счет передачи гидравлической энергии на ротор.6. Способ по п.1, отличающийся тем, что первый набор соотношений включает соотношение между скоростью вращения ротора и перепадом давления за счет передачи гидравлической энергии на ротор.7. Способ по п.1, отличающийся тем, что более оптимальным режимом работы является режим, обеспечивающий повышенный выход механиче
Claims (23)
1. Способ оптимизации работы бура, приводимого в действие от ротора и статора гидравлически или пневматически, при бурении им ствола скважины в земле, в котором осуществляют:
а) измерение первого набора эксплуатационных параметров ротора и статора, включая скорость вращения и крутящий момент ротора для первого периода времени,
b) генерирование первого набора соотношений из первого набора эксплуатационных параметров для обеспечения возможности прогнозирования скорости и крутящего момента ротора в диапазоне значений эксплуатационных параметров,
c) определение, исходя из соотношений, первого более оптимального режима работы,
d) изменение по меньшей мере одного эксплуатационного параметра для перемещения работы ротора и статора в направлении более оптимального режима работы.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что ротор и статор образуют двигатель объемного или кавитационного типа или турбину.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерение скорости двигателя выполняют на забое скважины вблизи от ротора.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что крутящий момент, производимый ротором, измеряют на забое скважины.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что первый набор соотношений включает соотношение между крутящим моментом, генерируемым ротором, и перепадом давления за счет передачи гидравлической энергии на ротор.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что первый набор соотношений включает соотношение между скоростью вращения ротора и перепадом давления за счет передачи гидравлической энергии на ротор.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что более оптимальным режимом работы является режим, обеспечивающий повышенный выход механической мощности от двигателя.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что на стадии (d) измененный эксплуатационный параметр выбирают из перечня, включающего нагрузку, приложенную к буровому долоту, скорость вращения бурильной колонны и скорость потока раствора через бур и двигатель.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что в первом более оптимальном режиме работы способ по изобретению выполняют снова для измерения второго набора эксплуатационных параметров ротора и статора, генерирования второго набора соотношений для определения второго более оптимального режима работы и изменения эксплуатационных параметров для перемещения в направлении второго более оптимального режима работы.
10. Способ по п.9, отличающийся тем, что способ повторяют снова или настолько часто, насколько это требуется, до тех пор, пока не будет найдена следующая оптимизация бурения ротора.
11. Способ по п.1, отличающийся тем, что вслед за периодом бурения способ выполняют снова, в более поздний период времени, что приводит к следующему набору измеренных эксплуатационных параметров, которые применяются для того, чтобы сгенерировать следующий набор соотношений, которые могут указывать новый более оптимальный режим работы, а затем эксплуатационные параметры могут быть изменены для осуществления нового следующего режима работы.
12. Способ по п.1, отличающийся тем, что вслед за периодом бурения способ выполняют снова, в более поздний период времени, что приводит к следующему набору измеренных эксплуатационных параметров, которые используют для того, чтобы сгенерировать следующий набор соотношений, которые используют для обеспечения текущего контроля и диагностирования проблем, возникающих в процессе бурения.
13. Способ по п.1, отличающийся тем, что способ выполняют повторно во время бурения для обеспечения определения в реальном масштабе времени гидравлических характеристик ротора и статора и, таким образом, обеспечения возможности непрерывной регулировки и оптимизации в ходе буровых работ.
14. Система бурения на забое скважины, содержащая:
а) оборудование нижней части бурильной колонны, включающее буровое долото;
b) забойный бескомпрессорный двигатель, включающий ротор и статор, соединенные с оборудованием нижней части бурильной колонны и предназначенные для приведения в движение бурового долота в процессе эксплуатации;
с) один или большее число датчиков для измерения первого набора эксплуатационных параметров ротора и статора, включая скорость вращения ротора и крутящий момент ротора для первого периода времени; и
d) процессор, предназначенный для того, чтобы:
воспроизвести первый набор соотношений из первого набора эксплуатационных параметров для того, чтобы обеспечить прогнозируемость скорости ротора и крутящего момента ротора в диапазоне значений эксплуатационных параметров,
определить из соотношений первый более оптимальный режим работы забойного бескомпрессорного двигателя; и
воспроизвести выходной сигнал для изменения по меньшей мере одного эксплуатационного параметра для перевода работы ротора и статора в более оптимальный режим работы.
15. Система по п.14, отличающаяся тем, что ротор и статор образуют двигатель объемного либо кавитационного типа или турбину.
16. Система по п.14 или 15, отличающаяся тем, что измерение скорости двигателя определяют на забое вблизи от ротора.
17. Система по п.14, отличающаяся тем, что крутящий момент, производимый ротором, измеряют на забое.
18. Система по п.14, отличающаяся тем, что первый набор соотношений включает соотношения между крутящим моментом, генерируемым ротором, и перепадом давления за счет гидравлической энергии, передаваемой на ротор.
19. Система по п.14, отличающаяся тем, что первый набор соотношений включает соотношения между скоростью вращения ротора и перепадом давления за счет гидравлической энергии, передаваемой на ротор.
20. Система по п.14, отличающаяся тем, что более оптимальным режимом работы является режим, обеспечивающий повышенный выход механической мощности с двигателя.
21. Система по п.14, отличающаяся тем, что измененный эксплуатационный параметр выбирается из перечня, включающего нагрузку, приложенную к буровому долоту, скорость вращения бурильной колонны и скорость потока раствора через бур и двигатель.
21. Система по п.14, отличающаяся тем, что дополнительно включает:
бурильную колонну, включающую трубу с кабелем для передачи выходного сигнала от датчиков или процессора в местоположение на поверхности.
22. Система по п.14, отличающаяся тем, что дополнительно включает:
дисплей для отображения выходного сигнала от процессора.
23. Система по п.14, отличающаяся тем, что дополнительно включает:
контроллер, предназначенный для приема выходного сигнала от процессора и осуществления операции управления забойного бескомпрессорного двигателя.
Applications Claiming Priority (7)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US42241210P | 2010-12-13 | 2010-12-13 | |
| US42240910P | 2010-12-13 | 2010-12-13 | |
| US42242010P | 2010-12-13 | 2010-12-13 | |
| US61/422,420 | 2010-12-13 | ||
| US61/422,409 | 2010-12-13 | ||
| US61/422,412 | 2010-12-13 | ||
| PCT/IB2011/003019 WO2012080812A2 (en) | 2010-12-13 | 2011-12-13 | Drilling optimization with a downhole motor |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013132445A true RU2013132445A (ru) | 2015-01-20 |
| RU2572629C2 RU2572629C2 (ru) | 2016-01-20 |
Family
ID=46245156
Family Applications (3)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013132442/07A RU2581616C2 (ru) | 2010-12-13 | 2011-12-13 | Способ определения скорости вращения забойного бескомпрессорного двигателя |
| RU2013132483/03A RU2572093C2 (ru) | 2010-12-13 | 2011-12-13 | Оптимизированное бурение |
| RU2013132445/03A RU2572629C2 (ru) | 2010-12-13 | 2011-12-13 | Способ оптимизации бурения с забойным бескомпрессорным двигателем |
Family Applications Before (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013132442/07A RU2581616C2 (ru) | 2010-12-13 | 2011-12-13 | Способ определения скорости вращения забойного бескомпрессорного двигателя |
| RU2013132483/03A RU2572093C2 (ru) | 2010-12-13 | 2011-12-13 | Оптимизированное бурение |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US9574432B2 (ru) |
| CN (1) | CN103415985B (ru) |
| CA (3) | CA2819318C (ru) |
| RU (3) | RU2581616C2 (ru) |
| WO (3) | WO2012080812A2 (ru) |
Families Citing this family (44)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2408526B (en) | 2003-11-26 | 2007-10-17 | Schlumberger Holdings | Steerable drilling system |
| US8919459B2 (en) | 2009-08-11 | 2014-12-30 | Schlumberger Technology Corporation | Control systems and methods for directional drilling utilizing the same |
| DE112011102059T5 (de) | 2010-06-18 | 2013-03-28 | Schlumberger Technology B.V. | Spanflächensteuerung für rotatorischen lenkbaren Werkzeugaktuator |
| US9574432B2 (en) | 2010-12-13 | 2017-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | Optimized drilling |
| US20140196949A1 (en) * | 2011-06-29 | 2014-07-17 | University Of Calgary | Autodriller system |
| US8965703B2 (en) * | 2011-10-03 | 2015-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Applications based on fluid properties measured downhole |
| US9145768B2 (en) | 2012-07-03 | 2015-09-29 | Schlumberger Technology Corporation | Method for reducing stick-slip during wellbore drilling |
| US9309760B2 (en) | 2012-12-18 | 2016-04-12 | Schlumberger Technology Corporation | Automated directional drilling system and method using steerable motors |
| US20150308254A1 (en) * | 2012-12-21 | 2015-10-29 | Shell Oil Company | Method for calibration of indirectly measured quantities |
| US9670727B2 (en) * | 2013-07-31 | 2017-06-06 | National Oilwell Varco, L.P. | Downhole motor coupling systems and methods |
| US10094210B2 (en) | 2013-10-01 | 2018-10-09 | Rocsol Technologies Inc. | Drilling system |
| RU2633006C1 (ru) * | 2013-10-21 | 2017-10-11 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Автоматизация бурения с использованием оптимального управления на основе стохастической теории |
| US9285386B2 (en) * | 2013-12-06 | 2016-03-15 | Rosemount Aerospace Inc. | Inductive rotational speed sensors |
| CN104410435B (zh) * | 2014-05-07 | 2017-06-16 | 丰唐物联技术（深圳）有限公司 | 触发组网的方法、节点及网关 |
| CA2948753C (en) * | 2014-05-16 | 2023-04-11 | Silixa Ltd. | Method and system for downhole object location and orientation determination |
| US9828845B2 (en) | 2014-06-02 | 2017-11-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Automated drilling optimization |
| AU2015202984B2 (en) * | 2014-06-02 | 2017-01-05 | Schlumberger Technology B.V. | Downhole rotational speed measurement system and method |
| US10280730B2 (en) * | 2014-06-04 | 2019-05-07 | Landmark Graphics Corporation | Optimized UBD operation envelope |
| US9874092B2 (en) | 2014-06-25 | 2018-01-23 | Evolution Engineering Inc. | Fluid pressure pulse generator for a downhole telemetry tool |
| WO2015196289A1 (en) | 2014-06-25 | 2015-12-30 | Evolution Engineering Inc. | Fluid pressure pulse generator for a downhole telemetry tool |
| WO2015196288A1 (en) | 2014-06-25 | 2015-12-30 | Evolution Engineering Inc. | A flow bypass sleeve for a fluid pressure pulse generator of a downhole telemetry tool |
| US10077650B2 (en) | 2014-11-20 | 2018-09-18 | Schlumberger Technology Corporation | Continuous downlinking while drilling |
| EP3096150B1 (en) | 2015-05-12 | 2018-12-19 | Rolls-Royce Corporation | Speed sensing system |
| US9938772B2 (en) * | 2015-09-30 | 2018-04-10 | Hawg Tools, Llc | System and process for drilling a planned wellbore trajectory with a downhole mud motor |
| US10900342B2 (en) | 2015-11-11 | 2021-01-26 | Schlumberger Technology Corporation | Using models and relationships to obtain more efficient drilling using automatic drilling apparatus |
| DE102015226429A1 (de) * | 2015-12-22 | 2017-06-22 | Robert Bosch Gmbh | Sensoreinrichtung in einer elektrischen Maschine |
| RU2617750C1 (ru) * | 2016-02-12 | 2017-04-26 | Общество с ограниченной ответственностью "ГЕРС Технолоджи" | Способ контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин |
| GB2549727A (en) | 2016-04-26 | 2017-11-01 | Schlumberger Technology Bv | Methods and systems for use with a positive displacement motor |
| CA3029344C (en) * | 2016-06-29 | 2024-01-16 | Schlumberger Canada Limited | Drilling energy calculation based on transient dynamics simulation and its application to drilling optimization |
| US10180059B2 (en) | 2016-12-20 | 2019-01-15 | Evolution Engineering Inc. | Telemetry tool with a fluid pressure pulse generator |
| US20180182214A1 (en) * | 2016-12-22 | 2018-06-28 | Mivalife Mobile Technology, Inc. | Mobile Device Security System |
| WO2018222210A1 (en) * | 2017-06-02 | 2018-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotation monitoring with magnetic film |
| CA3009855C (en) | 2017-07-14 | 2023-12-19 | Evolution Engineering Inc. | Fluid pressure pulse generator and flow bypass sleeve for a telemetry tool |
| US10495659B2 (en) | 2017-11-06 | 2019-12-03 | Rolls-Royce Corporation | Speed and position sensing systems |
| GB2582096B (en) | 2018-01-29 | 2022-04-27 | Landmark Graphics Corp | Controlling range constraints for real-time drilling |
| CN109441342B (zh) * | 2018-10-23 | 2020-04-07 | 成都科盛石油科技有限公司 | 一种在页岩地层内的钻进加速方法 |
| US11448013B2 (en) * | 2018-12-05 | 2022-09-20 | Epiroc Drilling Solutions, Llc | Method and apparatus for percussion drilling |
| WO2020181152A1 (en) | 2019-03-05 | 2020-09-10 | Farrokh Shokooh | Utility network project modeling & management |
| US11808097B2 (en) | 2019-05-20 | 2023-11-07 | Schlumberger Technology Corporation | Flow rate pressure control during mill-out operations |
| WO2020236876A1 (en) | 2019-05-20 | 2020-11-26 | Schlumberger Technology Corporation | System and methodology for determining appropriate rate of penetration in downhole applications |
| GB2608349B (en) * | 2019-05-22 | 2023-07-05 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Dual turbine power and wellbore communications apparatus |
| US11619124B2 (en) | 2019-12-20 | 2023-04-04 | Schlumberger Technology Corporation | System and methodology to identify milling events and performance using torque-thrust curves |
| CN116888343A (zh) * | 2020-12-17 | 2023-10-13 | 地质探索系统公司 | 钻井参数限制的动态调整 |
| CN116398110B (zh) * | 2023-04-14 | 2024-04-02 | 奥瑞拓能源科技股份有限公司 | 一种螺杆钻具工作状态检测装置和螺杆钻具计时器 |
Family Cites Families (36)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2958821A (en) | 1957-04-01 | 1960-11-01 | Dresser Operations Inc | Turbodrill tachometer |
| US2958511A (en) | 1957-06-10 | 1960-11-01 | Dresser Ind | Earth borehole drilling apparatus and system |
| US4630691A (en) * | 1983-05-19 | 1986-12-23 | Hooper David W | Annulus bypass peripheral nozzle jet pump pressure differential drilling tool and method for well drilling |
| US4647853A (en) | 1983-09-30 | 1987-03-03 | Teleco Oilfield Services Inc. | Mud turbine tachometer |
| JPS60144576A (ja) | 1984-01-06 | 1985-07-30 | ミサワホ−ム株式会社 | ヒ−トポンプ装置 |
| US4941951A (en) | 1989-02-27 | 1990-07-17 | Anadrill, Inc. | Method for improving a drilling process by characterizing the hydraulics of the drilling system |
| NO930044L (no) | 1992-01-09 | 1993-07-12 | Baker Hughes Inc | Fremgangsmaate til vurdering av formasjoner og borkronetilstander |
| US5368108A (en) | 1993-10-26 | 1994-11-29 | Schlumberger Technology Corporation | Optimized drilling with positive displacement drilling motors |
| US5956995A (en) * | 1997-09-18 | 1999-09-28 | Pegasus Drilling Technologies, L.L.C. | Lubricant level detection system for sealed mud motor bearing assembly |
| US6234259B1 (en) | 1999-05-06 | 2001-05-22 | Vector Magnetics Inc. | Multiple cam directional controller for steerable rotary drill |
| GB2357527B (en) | 1999-12-22 | 2002-07-17 | Schlumberger Holdings | System and method for torsional telemetry in a wellbore |
| US6639399B2 (en) * | 2001-02-06 | 2003-10-28 | Delphi Technologies, Inc. | Target wheel sensor assembly for determining position and direction of motion of a rotating target wheel |
| US6518756B1 (en) | 2001-06-14 | 2003-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for determining motion tool parameters in borehole logging |
| US6498474B1 (en) | 2001-06-27 | 2002-12-24 | Kelsey-Hayes Company | Rotational velocity and direction sensing system |
| DE10331633A1 (de) * | 2003-07-12 | 2005-02-03 | Valeo Sicherheitssysteme Gmbh | Antrieb zur automatischen Betätigung einer Fahrzeugtür |
| JP2005201146A (ja) | 2004-01-15 | 2005-07-28 | Denso Corp | 過給装置のポジション検出装置 |
| FR2872644B1 (fr) * | 2004-06-30 | 2006-10-06 | Valeo Equip Electr Moteur | Dispositif de commande d'une machine electrique tournante |
| US7555414B2 (en) * | 2004-12-16 | 2009-06-30 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for estimating confined compressive strength for rock formations utilizing skempton theory |
| US7412331B2 (en) | 2004-12-16 | 2008-08-12 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for predicting rate of penetration using bit-specific coefficient of sliding friction and mechanical efficiency as a function of confined compressive strength |
| US7243735B2 (en) | 2005-01-26 | 2007-07-17 | Varco I/P, Inc. | Wellbore operations monitoring and control systems and methods |
| US7313052B2 (en) * | 2005-04-08 | 2007-12-25 | Baker Hughes Incorporated | System and methods of communicating over noisy communication channels |
| US8004421B2 (en) * | 2006-05-10 | 2011-08-23 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore telemetry and noise cancellation systems and method for the same |
| US7844441B2 (en) | 2006-03-27 | 2010-11-30 | International Business Machines Corporation | Computer-implemented method, system and program product for approximating resource consumption of computer system |
| MX2009006095A (es) | 2006-12-07 | 2009-08-13 | Nabors Global Holdings Ltd | Aparato y metodo de perforacion basado en energia mecanica especifica. |
| WO2008085946A2 (en) | 2007-01-08 | 2008-07-17 | Baker Hughes Incorporated | Drilling components and systems to dynamically control drilling dysfunctions and methods of drilling a well with same |
| DE502007005829D1 (de) * | 2007-01-17 | 2011-01-13 | W & H Dentalwerk Buermoos Gmbh | Medizinischer Handgriff |
| DE102008030201A1 (de) | 2007-07-25 | 2009-01-29 | Dr. Johannes Heidenhain Gmbh | Drehgeber und Verfahren zu dessen Betrieb |
| RU2405099C2 (ru) | 2007-08-30 | 2010-11-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Бурильное устройство и способ бурения ствола |
| GB2454699B (en) * | 2007-11-15 | 2012-08-15 | Schlumberger Holdings | Measurements while drilling or coring using a wireline drilling machine |
| US7755235B2 (en) | 2008-03-22 | 2010-07-13 | Stolar, Inc. | Downhole generator for drillstring instruments |
| DE102008002180B4 (de) * | 2008-06-03 | 2018-07-19 | Robert Bosch Gmbh | Rotor und Vorrichtung zur Rotorlageerkennung mit einem Rotor |
| RU2383469C1 (ru) | 2008-09-09 | 2010-03-10 | Владимир Михайлович Низовцев | Способ изменения аэродинамических характеристик гиперзвукового летательного аппарата и устройство для его осуществления |
| CA2993073C (en) | 2008-10-14 | 2020-06-02 | Schlumberger Canada Limited | System and method for online automation |
| US7984770B2 (en) * | 2008-12-03 | 2011-07-26 | At-Balance Americas, Llc | Method for determining formation integrity and optimum drilling parameters during drilling |
| US20100301846A1 (en) * | 2009-06-01 | 2010-12-02 | Magna-Lastic Devices, Inc. | Magnetic speed sensor and method of making the same |
| US9574432B2 (en) | 2010-12-13 | 2017-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | Optimized drilling |
-
2011
- 2011-12-13 US US13/993,640 patent/US9574432B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-12-13 WO PCT/IB2011/003019 patent/WO2012080812A2/en active Application Filing
- 2011-12-13 US US13/993,643 patent/US9797235B2/en active Active
- 2011-12-13 RU RU2013132442/07A patent/RU2581616C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-12-13 CA CA2819318A patent/CA2819318C/en active Active
- 2011-12-13 US US13/993,633 patent/US9494028B2/en active Active
- 2011-12-13 RU RU2013132483/03A patent/RU2572093C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-12-13 WO PCT/IB2011/003017 patent/WO2012080810A2/en active Application Filing
- 2011-12-13 CA CA2819484A patent/CA2819484C/en active Active
- 2011-12-13 RU RU2013132445/03A patent/RU2572629C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-12-13 CN CN201180059506.4A patent/CN103415985B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-12-13 WO PCT/IB2011/003045 patent/WO2012080819A2/en active Application Filing
- 2011-12-13 CA CA2819319A patent/CA2819319A1/en not_active Abandoned
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2012080819A2 (en) | 2012-06-21 |
| CA2819319A1 (en) | 2012-06-21 |
| CN103415985B (zh) | 2016-06-22 |
| CA2819484C (en) | 2021-01-19 |
| RU2581616C2 (ru) | 2016-04-20 |
| RU2572629C2 (ru) | 2016-01-20 |
| US20140027175A1 (en) | 2014-01-30 |
| WO2012080819A3 (en) | 2012-11-15 |
| CA2819318C (en) | 2020-03-24 |
| WO2012080812A3 (en) | 2012-11-01 |
| US9574432B2 (en) | 2017-02-21 |
| US9797235B2 (en) | 2017-10-24 |
| WO2012080810A3 (en) | 2012-11-15 |
| US20140028293A1 (en) | 2014-01-30 |
| US9494028B2 (en) | 2016-11-15 |
| RU2013132442A (ru) | 2015-01-20 |
| WO2012080812A2 (en) | 2012-06-21 |
| US20140027174A1 (en) | 2014-01-30 |
| CN103415985A (zh) | 2013-11-27 |
| WO2012080810A2 (en) | 2012-06-21 |
| RU2013132483A (ru) | 2015-01-20 |
| CA2819484A1 (en) | 2012-06-21 |
| RU2572093C2 (ru) | 2015-12-27 |
| CA2819318A1 (en) | 2012-06-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2013132445A (ru) | Способ оптимизации бурения с забойным бескомпрессорным двигателем | |
| CN106437513B (zh) | 一种复杂结构井减摩阻及动力钻具工具面调整方法 | |
| RU2667553C1 (ru) | Система и способ ослабления прерывистого перемещения бурильной колонны | |
| AU2012328705B2 (en) | Methods for optimizing and monitoring underground drilling | |
| CA2594925A1 (en) | Pump control for formation testing | |
| RU2009130362A (ru) | Способ и устройство для измерений, проверки и/или непрерывного контроля функционирования турбины | |
| CN203452776U (zh) | 一种连续波泥浆脉冲发生器 | |
| RU2560140C1 (ru) | Колебательный пульсатор с инерционным приводом, приводимым в действие буровым раствором | |
| CN101949287A (zh) | 基于钻井液连续压力波技术的井下随钻测量数据调制方法及装置 | |
| CN102706673A (zh) | 一种旋挖钻机整机数据分析与试验装置 | |
| CN205172569U (zh) | 一种直线电机驱动的连续波正脉冲发生器 | |
| CN201835799U (zh) | 基于物联网的煤层气井螺杆式排采系统 | |
| CN203455123U (zh) | 一种旋转轴功率多通道无线监测装置 | |
| CN101737018A (zh) | 欠平衡钻井井底压力实时监控方法及装置 | |
| CN107449628A (zh) | 高频扭转冲击钻具冲击参数测试装置及方法 | |
| CN109138973B (zh) | 一种诊断钻柱黏滑振动的观测方法 | |
| CN115450563B (zh) | 一种反扭矩定向工具实验系统及方法 | |
| CN106595922A (zh) | 一种转矩检测装置和方法 | |
| CN106640059A (zh) | 一种直线电机驱动的连续波正脉冲发生器 | |
| RU2642590C1 (ru) | Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения нефтегазовых скважин по трем режимным параметрам | |
| Li et al. | Practical parameter estimator for dynamometer card of rod pumping systems by measuring terminal data of drive motor | |
| CN202631281U (zh) | 旋挖钻机整机数据分析与试验装置 | |
| CN201650274U (zh) | 单转子轮泥浆连续波发生器 | |
| CN205265575U (zh) | 一种旋转阀式泥浆脉冲发生器用的电机驱动电路 | |
| RU2733876C2 (ru) | Способ автоматического регулирования подачи бурового инструмента в процессе бурения и устройство для его реализации |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191214 |