RU2013157875A - Система, способ и машиночитаемый носитель с компьютерной программой для прогнозирования геометрии скважины - Google Patents
Система, способ и машиночитаемый носитель с компьютерной программой для прогнозирования геометрии скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2013157875A RU2013157875A RU2013157875/03A RU2013157875A RU2013157875A RU 2013157875 A RU2013157875 A RU 2013157875A RU 2013157875/03 A RU2013157875/03 A RU 2013157875/03A RU 2013157875 A RU2013157875 A RU 2013157875A RU 2013157875 A RU2013157875 A RU 2013157875A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- predicted
- specified
- well
- results
- drill string
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 21
- 238000004590 computer program Methods 0.000 title claims 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract 11
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract 5
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 claims abstract 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims 8
- 239000012530 fluid Substances 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/02—Determining slope or direction
- E21B47/022—Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
1. Способ определения траектории скважины, формируемой бурильной колонной, причем указанный способ содержит:получение данных, характеризующих один или более параметров бурения, между по меньшей мере двумя точками инклинометрии;усреднение полученных данных за заданные шаги приращения между указанными по меньшей мере двумя точками инклинометрии;расчет исходя из по меньшей мере указанных усредненных данных прогнозируемой реакции бурильной колонны для каждого из заданных шагов приращения;определение исходя из по меньшей мере указанной прогнозируемой реакции бурильной колонны изменения угла наклона и азимута для каждого из заданных шагов приращения;формирование прогнозируемой траектории скважины исходя из по меньшей мере указанного изменения угла наклона и азимута;сравнение указанной прогнозируемой траектории скважины с измеренной траекторией скважины; иесли результаты указанного сравнения приемлемы, определение вероятного положения скважины исходя из по меньшей мере указанного изменения угла наклона и азимута для каждого из заданных шагов приращения.2. Способ по п. 1, в котором результаты указанного сравнения считают приемлемыми, если разница между указанной прогнозируемой траекторией скважины и указанной измеренной траекторией скважины находится в заданном допустимом интервале погрешности.3. Способ по п. 1, дополнительно содержащий:если результаты указанного сравнения неприемлемы, перерасчет указанной прогнозируемой реакции бурильной колонны с применением поправочного коэффициента, учитывающего статистическую погрешность.4. Способ по п. 3, в котором указанные перерасчет, определение, форми
Claims (20)
1. Способ определения траектории скважины, формируемой бурильной колонной, причем указанный способ содержит:
получение данных, характеризующих один или более параметров бурения, между по меньшей мере двумя точками инклинометрии;
усреднение полученных данных за заданные шаги приращения между указанными по меньшей мере двумя точками инклинометрии;
расчет исходя из по меньшей мере указанных усредненных данных прогнозируемой реакции бурильной колонны для каждого из заданных шагов приращения;
определение исходя из по меньшей мере указанной прогнозируемой реакции бурильной колонны изменения угла наклона и азимута для каждого из заданных шагов приращения;
формирование прогнозируемой траектории скважины исходя из по меньшей мере указанного изменения угла наклона и азимута;
сравнение указанной прогнозируемой траектории скважины с измеренной траекторией скважины; и
если результаты указанного сравнения приемлемы, определение вероятного положения скважины исходя из по меньшей мере указанного изменения угла наклона и азимута для каждого из заданных шагов приращения.
2. Способ по п. 1, в котором результаты указанного сравнения считают приемлемыми, если разница между указанной прогнозируемой траекторией скважины и указанной измеренной траекторией скважины находится в заданном допустимом интервале погрешности.
3. Способ по п. 1, дополнительно содержащий:
если результаты указанного сравнения неприемлемы, перерасчет указанной прогнозируемой реакции бурильной колонны с применением поправочного коэффициента, учитывающего статистическую погрешность.
4. Способ по п. 3, в котором указанные перерасчет, определение, формирование и сравнение повторяют до тех пор, пока результаты указанного сравнения не станут приемлемыми.
5. Способ по п. 1, в котором указанную прогнозируемую траекторию скважины определяют в первой из указанных по меньшей мере двух точек инклинометрии, и в котором указанную измеренную траекторию скважины определяют во второй из указанных по меньшей мере двух точек инклинометрии.
6. Способ по п. 1, в котором указанная бурильная колонна содержит компоновку низа бурильной колонны (КНБК) и буровое долото, и в котором указанная прогнозируемая реакция бурильной колонны содержит прогнозируемую реакцию КНБК и прогнозируемую реакцию бурового долота.
7. Способ по п. 1, в котором указанные полученные данные содержат результаты измерений во времени указанных одного или более параметров бурения, выполненных по глубине.
8. Способ по п. 1, дополнительно содержащий: прием назначенного пользователем шага приращения глубины, причем каждый из заданных шагов приращения по существу равен назначенному пользователем шагу приращения глубины.
9. Способ по п. 1, дополнительно содержащий: расчет прогнозируемой реакции бурильной колонны для каждого из указанных параметров бурения.
10. Способ по п. 1, дополнительно содержащий: расчет несоосности инклинометра внутри скважины в обеих указанных по меньшей мере двух точках инклинометрии.
11. Способ по п. 10, в котором указанный расчет несоосности основан, по меньшей мере частично, на по меньшей мере сложной геометрии и жесткости указанной КНБК, сложной геометрии указанной скважины и размере и форме скважины.
12. Способ по п. 10, дополнительно содержащий: перерасчет изменения угла наклона и азимута на каждом из заданных шагов приращения, основанный, по меньшей мере частично, на указанной несоосности инклинометра.
13. Способ по п. 10, в котором указанный расчет несоосности основан, по меньшей мере частично, на результатах непрерывных инклинометрических измерений в процессе бурения указанной бурильной колонной.
14. Способ по п. 1, в котором указанный один или более параметр бурения содержит измеренную глубину, скорость вращения колонны, нагрузку на долото, забойный крутящий момент, крутящий момент на поверхности, входящий поток, давление на поверхности, забойное давление, плотность текучей среды, результаты непрерывных измерений угла наклона в забое скважины, ориентацию долота, отклонение долота, диаметр ствола скважины и оценочный износ долота или комбинацию указанных параметров.
15. Постоянный машиночитаемый носитель, хранящий компьютерную программу с набором команд, причем указанный набор команд выполнен с возможностью вызывать, при исполнении одним или более контроллерами, следующие действия:
усреднение набора измеренных данных за заданные шаги приращения между по меньшей мере двумя точками инклинометрии, причем указанный набор данных характеризует множество параметров бурения;
расчет исходя из по меньшей мере указанного набора усредненных данных прогнозируемой реакции бурильной колонны для каждого заданного шага приращения;
определение исходя из по меньшей мере указанной прогнозируемой реакции бурильной колонны изменения угла наклона и азимута для каждого заданного шага приращения;
формирование прогнозируемой траектории скважины, исходя из по меньшей мере указанного изменения угла наклона и азимута;
сравнение указанной прогнозируемой траектории скважины с измеренной траекторией скважины;
если результаты указанного сравнения неприемлемы, перерасчет указанной прогнозируемой реакции бурильной колонны с применением поправочного коэффициента, учитывающего статистическую погрешность, и повторение указанных действий по определению, формированию и сравнению; и
если результаты указанного сравнения приемлемы, определение вероятного положения скважины исходя из указанного изменения угла наклона и азимута для каждого заданного шага приращения.
16. Система прогнозирования пути геометрически сложной скважины, пробуриваемой системой наклонно-направленного бурения, имеющей по меньшей мере один датчик, функционально соединенный с бурильной колонной, содержащей компоновку низа бурильной колонны КНБК и буровое долото, причем указанная система содержит:
устройство ввода, выполненное с возможностью приема входных данных от пользователя;
контроллер;
запоминающее устройство для хранения множества команд, которые при их выполнении контроллером вызывают выполнение указанным контроллером следующих действий:
прием от указанного по меньшей мере одного датчика результатов измерений, характеризующих множество параметров бурения между первой и второй точками инклинометрии;
усреднение принятых результатов измерений за каждый из множества назначенных пользователем шагов приращения глубины между указанными первой и второй точками инклинометрии;
расчет исходя из по меньшей мере указанных усредненных результатов измерений прогнозируемой реакции КНБК и прогнозируемой реакции бурового долота для каждого из указанных шагов приращения глубины;
определение исходя из по меньшей мере указанной прогнозируемой реакции КНБК и указанной прогнозируемой реакции бурового долота изменения угла наклона и азимута для каждого из указанных шагов приращения глубины;
формирование прогнозируемой траектории скважины в указанной первой точке инклинометрии исходя из по меньшей мере указанного изменения угла наклона и азимута;
сравнение указанной прогнозируемой траектории скважины с измеренной траекторией скважины в указанной второй точке инклинометрии; и
если результаты сравнения приемлемы, определение вероятного положения скважины исходя из указанного изменения угла наклона и азимута для каждого из указанных шагов приращения глубины.
17. Система по п. 16, в которой указанное запоминающее устройство дополнительно хранит команду на выполнение следующих действий:
если результаты сравнения неприемлемы, произвести перерасчет указанной прогнозируемой реакции бурильной колонны путем применения поправочного коэффициента, учитывающего статистическую погрешность; и
повторять указанные команды по определению, формированию и сравнению до тех пор, пока результаты указанного сравнения не станут приемлемыми.
18. Система по п. 17, в которой результаты указанного сравнения считают приемлемыми, если разница между указанной прогнозируемой траекторией скважины и указанной измеренной траекторией скважины находится в заданном допустимом интервале погрешности.
19. Система по п. 16, в которой указанные измерения содержат измерения во времени множества параметров бурения, выполняемые по глубине.
20. Система по п. 16, в которой указанное запоминающее устройство дополнительно хранит команду на выполнение следующих действий:
рассчитать указанную прогнозируемую реакцию КНБК и указанную прогнозируемую реакцию бурового долота для каждого параметра из указанного множества параметров бурения.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PCT/US2011/040333 WO2012173601A1 (en) | 2011-06-14 | 2011-06-14 | System, method, and computer program for predicting borehole geometry |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2013157875A true RU2013157875A (ru) | 2015-07-20 |
RU2560462C2 RU2560462C2 (ru) | 2015-08-20 |
Family
ID=44627249
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013157875/03A RU2560462C2 (ru) | 2011-06-14 | 2011-06-14 | Система, способ и машиночитаемый носитель с компьютерной программой для прогнозирования геометрии скважины |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9062528B2 (ru) |
EP (1) | EP2721252B1 (ru) |
CN (1) | CN103608545B (ru) |
AU (1) | AU2011371004B2 (ru) |
BR (1) | BR112013031907A2 (ru) |
CA (1) | CA2837978C (ru) |
MY (1) | MY159078A (ru) |
RU (1) | RU2560462C2 (ru) |
WO (1) | WO2012173601A1 (ru) |
Families Citing this family (45)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9043152B2 (en) * | 2011-08-08 | 2015-05-26 | Baker Hughes Incorporated | Realtime dogleg severity prediction |
US9297205B2 (en) * | 2011-12-22 | 2016-03-29 | Hunt Advanced Drilling Technologies, LLC | System and method for controlling a drilling path based on drift estimates |
RU2611806C1 (ru) * | 2013-03-29 | 2017-03-01 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Управление с обратной связью положением отклонителя в ходе бурения |
US8996396B2 (en) | 2013-06-26 | 2015-03-31 | Hunt Advanced Drilling Technologies, LLC | System and method for defining a drilling path based on cost |
CN103321629A (zh) * | 2013-07-02 | 2013-09-25 | 中煤科工集团西安研究院 | 一种煤矿井下定向钻孔轨迹预测方法 |
BR112016002616A2 (pt) | 2013-08-30 | 2017-08-01 | Landmark Graphics Corp | método, sistema e mídia legível em computador não transitória |
US9963936B2 (en) | 2013-10-09 | 2018-05-08 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole closed loop drilling system with depth measurement |
MX364119B (es) * | 2013-11-07 | 2019-04-12 | Halliburton Energy Services Inc | Aparatos y métodos de análisis de datos. |
US10316653B2 (en) | 2013-11-13 | 2019-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method for calculating and displaying optimized drilling operating parameters and for characterizing drilling performance with respect to performance benchmarks |
CA2930523C (en) * | 2013-12-06 | 2020-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Managing wellbore operations using uncertainty calculations |
AU2013406720A1 (en) * | 2013-12-06 | 2016-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Controlling wellbore operations |
US9739906B2 (en) | 2013-12-12 | 2017-08-22 | Baker Hughes Incorporated | System and method for defining permissible borehole curvature |
US9062537B1 (en) * | 2014-04-01 | 2015-06-23 | Bench Tree Group, Llc | System and method of triggering, acquiring and communicating borehole data for a MWD system |
CN106661938B (zh) * | 2014-09-03 | 2021-05-25 | 哈里伯顿能源服务公司 | 自动化井筒轨迹控制 |
CN104695939B (zh) * | 2014-12-29 | 2018-03-09 | 中国石油天然气集团公司 | 一种定向钻钻孔测量装置 |
CN104537247B (zh) * | 2014-12-31 | 2017-07-28 | 广州兴森快捷电路科技有限公司 | 线路板钻孔孔位精度分析方法 |
MX2017009731A (es) * | 2015-02-26 | 2017-11-17 | Halliburton Energy Services Inc | Estimacion mejorada de cambio angular del pozo a partir de mediciones de momento flector de herramientas. |
US11118937B2 (en) | 2015-09-28 | 2021-09-14 | Hrl Laboratories, Llc | Adaptive downhole inertial measurement unit calibration method and apparatus for autonomous wellbore drilling |
US10718198B2 (en) | 2015-09-28 | 2020-07-21 | Hrl Laboratories, Llc | Opportunistic sensor fusion algorithm for autonomous guidance while drilling |
CN105332693B (zh) * | 2015-11-09 | 2018-11-16 | 中国石油天然气集团公司 | 一种钻头水平偏移轨迹获取方法 |
CA3005166C (en) | 2015-12-16 | 2021-01-12 | Landmark Graphics Corporation | Optimized coiled tubing string design and analysis for extended reach drilling |
CN105484732B (zh) * | 2015-12-28 | 2018-10-12 | 上海神开石油设备有限公司 | 用于水平井钻井地质导向施工过程井深的处理方法 |
EP3455460A4 (en) | 2016-05-12 | 2020-02-26 | Magnetic Variation Services LLC | METHOD FOR DRILLING A HOLE TO A TARGET |
US10519752B2 (en) * | 2016-11-29 | 2019-12-31 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | System, method, and apparatus for optimized toolface control in directional drilling of subterranean formations |
CN109891191B (zh) * | 2016-11-29 | 2022-12-23 | 赫尔实验室有限公司 | 用于随钻自主导引的机会传感器融合算法 |
AU2016433485A1 (en) * | 2016-12-20 | 2019-04-18 | Landmark Graphics Corporation | Real-time trajectory control during drilling operations |
EP3682087B1 (en) * | 2017-09-11 | 2023-11-29 | Services Pétroliers Schlumberger | Well planning system |
WO2019118184A1 (en) | 2017-12-14 | 2019-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Azimuth estimation for directional drilling |
US10605066B2 (en) * | 2017-12-14 | 2020-03-31 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods and systems azimuthal locking for drilling operations |
US11530579B2 (en) * | 2018-01-18 | 2022-12-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for distributed flow/seismic profiling and external support device |
RU2720115C1 (ru) * | 2018-01-24 | 2020-04-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Геонавигационные технологии" | Способ автоматизированного процесса геологической проводки скважин и система для его осуществления |
US11268370B2 (en) * | 2018-03-26 | 2022-03-08 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Model-based parameter estimation for directional drilling in wellbore operations |
US11261730B2 (en) * | 2018-07-16 | 2022-03-01 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore failure analysis and assessment |
US20200095860A1 (en) * | 2018-09-21 | 2020-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Calibrating a wellbore trajectory model for use in directionally drilling a wellbore in a geologic formation |
RU2687668C1 (ru) * | 2018-10-16 | 2019-05-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Геонавигационные технологии" | Способ и система комбинированного сопровождения процесса бурения скважины |
NO20211033A1 (en) | 2019-05-07 | 2021-08-27 | Halliburton Energy Services Inc | Comprehensive structural health monitoring method for bottom hole assembly |
US11326441B2 (en) * | 2019-06-26 | 2022-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sensor fusion and model calibration for bit attitude prediction |
US11396801B2 (en) * | 2019-09-12 | 2022-07-26 | Schlumberger Technology Corporation | Displaying steering response with uncertainty in a heat map ellipse |
US11237294B2 (en) | 2020-01-29 | 2022-02-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Trajectory control for directional drilling using azimuthal gamma ray measurements |
CN111322060A (zh) * | 2020-03-12 | 2020-06-23 | 中煤科工集团西安研究院有限公司 | 一种煤矿井下钻孔深度计量方法 |
CN111350488B (zh) * | 2020-05-09 | 2022-12-30 | 新疆雪峰科技(集团)股份有限公司 | 矿山潜孔钻机钻孔深度和钻孔速度监测方法及装置 |
US11913334B2 (en) | 2020-05-20 | 2024-02-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole controller assisted drilling of a constant curvature in a borehole |
US20210396127A1 (en) * | 2020-06-18 | 2021-12-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Estimating borehole shape between stationary survey locations |
US11753926B2 (en) * | 2021-07-01 | 2023-09-12 | Saudi Arabian Oil Company | Method and system for predicting caliper log data for descaled wells |
CN113338804B (zh) * | 2021-07-17 | 2023-05-05 | 中国水利水电第七工程局有限公司 | 一种缓斜井导孔轨迹控制方法 |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1282818C (zh) * | 2001-08-16 | 2006-11-01 | 中海油田服务股份有限公司 | 水平井钻头前进方向的预测方法、控制方法及其控制系统 |
RU2208153C2 (ru) * | 2001-10-02 | 2003-07-10 | Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "Самарские Горизонты" | Система управления процессом бурения |
US7068182B2 (en) | 2003-07-14 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for mud pulse telemetry |
US7191850B2 (en) * | 2004-10-28 | 2007-03-20 | Williams Danny T | Formation dip geo-steering method |
CN200940444Y (zh) * | 2006-05-23 | 2007-08-29 | 中国石油天然气管道局 | 水平定向钻自动导向系统 |
US8010290B2 (en) * | 2007-05-03 | 2011-08-30 | Smith International, Inc. | Method of optimizing a well path during drilling |
CN101387198A (zh) * | 2007-09-14 | 2009-03-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种实钻井眼轨迹的监测方法 |
US7886844B2 (en) | 2007-11-12 | 2011-02-15 | Schlumberger Technology Corporation | Borehole survey method and apparatus |
WO2009075667A2 (en) | 2007-11-30 | 2009-06-18 | Halliburton Energy Services | Method and system for predicting performance of a drilling system having multiple cutting structures |
EP2385213B1 (en) | 2007-12-17 | 2013-03-06 | Landmark Graphics Corporation | System and method for modelling wellbore trajectories |
US8286729B2 (en) * | 2008-02-15 | 2012-10-16 | Baker Hughes Incorporated | Real time misalignment correction of inclination and azimuth measurements |
WO2009146190A1 (en) | 2008-04-16 | 2009-12-03 | Halliburton Energy Services Inc. | Apparatus and method for drilling a borehole |
US8862436B2 (en) | 2008-06-24 | 2014-10-14 | Landmark Graphics Corporation | Systems and methods for modeling wellbore trajectories |
-
2011
- 2011-06-14 BR BR112013031907A patent/BR112013031907A2/pt active Search and Examination
- 2011-06-14 MY MYPI2013004376A patent/MY159078A/en unknown
- 2011-06-14 CN CN201180071648.2A patent/CN103608545B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-06-14 CA CA2837978A patent/CA2837978C/en active Active
- 2011-06-14 AU AU2011371004A patent/AU2011371004B2/en not_active Ceased
- 2011-06-14 US US13/515,339 patent/US9062528B2/en active Active
- 2011-06-14 RU RU2013157875/03A patent/RU2560462C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-06-14 WO PCT/US2011/040333 patent/WO2012173601A1/en active Application Filing
- 2011-06-14 EP EP11726636.1A patent/EP2721252B1/en active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP2721252B1 (en) | 2016-05-11 |
CN103608545B (zh) | 2017-05-03 |
US9062528B2 (en) | 2015-06-23 |
RU2560462C2 (ru) | 2015-08-20 |
AU2011371004B2 (en) | 2015-10-15 |
MY159078A (en) | 2016-12-15 |
AU2011371004A1 (en) | 2013-12-19 |
CN103608545A (zh) | 2014-02-26 |
BR112013031907A2 (pt) | 2016-12-13 |
US20120330551A1 (en) | 2012-12-27 |
CA2837978C (en) | 2019-01-29 |
EP2721252A1 (en) | 2014-04-23 |
CA2837978A1 (en) | 2012-12-20 |
WO2012173601A1 (en) | 2012-12-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2013157875A (ru) | Система, способ и машиночитаемый носитель с компьютерной программой для прогнозирования геометрии скважины | |
US11105157B2 (en) | Method and system for directional drilling | |
US10781684B2 (en) | Automated directional steering systems and methods | |
US10094209B2 (en) | Drill pipe oscillation regime for slide drilling | |
US10900288B2 (en) | Slide drilling system and method | |
CA3069727C (en) | Systems and methods to improve directional drilling | |
RU2670818C9 (ru) | Усовершенствованное управление траекторией ствола скважины | |
CA2910186C (en) | Method and apparatus for determining wellbore position | |
CN104481400A (zh) | 一种三维水平井井眼轨迹控制方法 | |
EP3283727B1 (en) | System and method for drilling using pore pressure | |
RU2016101729A (ru) | Автоматизация бурения скважин с использованием профиля энергии и формы ствола скважины | |
US10597998B2 (en) | Adjusting survey points post-casing for improved wear estimation | |
WO2016014791A1 (en) | Control of a managed pressure drilling system | |
US10364666B2 (en) | Optimized directional drilling using MWD data | |
US9958838B2 (en) | Optimizing power delivered to an electrical actuator | |
Hasan | Adaptive boundary control and observer of linear hyperbolic systems with application to Managed Pressure Drilling | |
US20150083495A1 (en) | Systems and Methods for Vertical Depth Control During Extended-Reach Drilling Operations | |
US20230069702A1 (en) | Systems and methods for drilling geothermal wells | |
Lesso et al. | High Fidelity Directional Survey Calculations Can Improve Hydraulic Fracture Positioning in Unconventional Laterals |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200615 |