RU2015115001A - Системы и способы корректировки нагрузки на долото и балансировки фаз - Google Patents
Системы и способы корректировки нагрузки на долото и балансировки фаз Download PDFInfo
- Publication number
- RU2015115001A RU2015115001A RU2015115001A RU2015115001A RU2015115001A RU 2015115001 A RU2015115001 A RU 2015115001A RU 2015115001 A RU2015115001 A RU 2015115001A RU 2015115001 A RU2015115001 A RU 2015115001A RU 2015115001 A RU2015115001 A RU 2015115001A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- load
- bit
- expander
- drill bit
- reamer
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 14
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims 28
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 claims 6
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims 2
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
- 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 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
- E21B10/26—Drill bits with leading portion, i.e. drill bits with a pilot cutter; Drill bits for enlarging the borehole, e.g. reamers
-
- 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
- E21B10/60—Drill bits characterised by conduits or nozzles for drilling fluids
- E21B10/61—Drill bits characterised by conduits or nozzles for drilling fluids characterised by the nozzle structure
-
- 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/04—Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
- E21B17/07—Telescoping joints for varying drill string lengths; Shock absorbers
-
- 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
- E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
- E21B4/18—Anchoring or feeding in the borehole
-
- 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
- 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
- E21B44/04—Automatic control of the tool feed in response to the torque of the drive ; Measuring drilling torque
-
- 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/28—Enlarging drilled holes, e.g. by counterboring
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/10—Geothermal energy
Claims (47)
1. Компоновка низа бурильной колонны, содержащая:
первый переводник датчика, выполненный с возможностью контроля одного или более рабочих параметров, относящихся к буровому долоту;
второй переводник датчика, отстоящий от первого переводника датчика по оси и выполненный с возможностью контроля одного или более рабочих параметров расширителя; и
коммуникационный модуль, соединенный с первым и вторым переводниками датчиков средствами связи и выполненный с возможностью передачи по ним одного или более сигналов корректирующих действий в случае, если один или более рабочих параметров бурового долота и расширителя превышают заданный рабочий уровень.
2. Компоновка низа бурильной колонны по п. 1, отличающаяся тем, что один или более рабочих параметров бурового долота включают нагрузку на долото и один или более рабочих параметров расширителя включают нагрузку на расширитель.
3. Компоновка низа бурильной колонны по п. 2, которая дополнительно содержит гидравлический переводник, расположенный между буровым долотом и расширителем и соединенный средствами связи с коммуникационным модулем, при этом указанный гидравлический переводник выполнен с возможностью приема одного или более корректирующих сигналов и балансировки распределения нагрузки между нагрузкой на долото и нагрузкой на расширитель.
4. Компоновка низа бурильной колонны по п. 3, отличающаяся тем, что гидравлический переводник управляет зазором расширителя и бурового долота для того, чтобы сбалансировать распределение нагрузки между нагрузкой на долото и нагрузкой на расширитель.
5. Компоновка низа бурильной колонны по п. 2, которая дополнительно содержит скважинную движительную установку, соединенную с коммуникационным модулем средствами связи и выполненную с возможностью приема одного или более корректирующих сигналов и балансировки распределения нагрузки между нагрузкой на долото и нагрузкой на расширитель.
6. Компоновка низа бурильной колонны по п. 5, отличающаяся тем, что скважинная движительная установка расположена между буровым долотом и расширителем.
7. Компоновка низа бурильной колонны по п. 5, отличающаяся тем, что скважинная движительная установка выполнена с возможностью развертывания или сворачивания вдоль оси для балансировки распределения нагрузки между нагрузкой на долото и нагрузкой на расширитель.
8. Компоновка низа бурильной колонны по п. 1, отличающаяся тем, что один или более рабочих параметров бурового долота включают крутящий момент на долото и один или более рабочих параметров расширителя включают крутящий момент на расширитель.
9. Компоновка низа бурильной колонны по п. 8, которая дополнительно содержит переводник фазового сдвига, соединенный с коммуникационным модулем средствами связи и выполненный с возможностью приема одного или более сигналов корректирующих действий и изменения фазового угла между буровым долотом и расширителем.
10. Компоновка низа бурильной колонны по п. 9, отличающаяся тем, что переводник фазового сдвига выполнен с возможностью функционального соединения между расширителем и буровым долотом.
11. Способ бурения ствола скважины, включающий:
контроль рабочих параметров бурового долота с помощью первого переводника датчика, расположенного вблизи бурового долота, при этом буровое долото расположено на дальнем конце компоновки низа бурильной колонны;
контроль рабочих параметров расширителя с помощью второго переводника датчика, расположенного вблизи расширителя, при этом расширитель отступает от бурового долота по оси вдоль компоновки низа бурильной колонны на величину зазора и смещен относительно бурового долота в угловом направлении на величину фазового угла;
прием рабочих параметров бурового долота и расширителя с помощью коммуникационного модуля, соединенного средствами связи, как с первым, так и со вторым переводниками датчиков; и
корректировку по меньшей мере одной из величин: зазора и фазового угла в случае, если рабочие параметры бурового долота и расширителя превышают заданный рабочий уровень.
12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что рабочие параметры бурового долота включают нагрузку на долото, а рабочие параметры расширителя включают нагрузку на расширитель, при этом способ дополнительно включает:
прием одного или более сигналов корректирующих действий с помощью гидравлического переводника, выполненного с возможностью функционального соединения с расширителем и соединенного с коммуникационным модулем средствами связи; и
увеличение или уменьшение зазора с помощью гидравлического переводника для балансировки распределения нагрузки между нагрузкой на долото и нагрузкой на расширитель.
13. Способ по п. 11, отличающийся тем, что рабочие параметры бурового долота включают нагрузку на долото, а рабочие параметры расширителя включают нагрузку на расширитель, при этом способ дополнительно включает:
прием одного или более сигналов корректирующих действий с помощью скважинной движительной установки, расположенной между буровым долотом и расширителем и соединенной с коммуникационным модулем средствами связи; и
балансировку распределения нагрузки между нагрузкой на долото и нагрузкой на расширитель с помощью скважинной движительной установки.
14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что балансировка распределения нагрузки дополнительно включает развертывание по оси или сворачивание по оси скважинной движительной установки.
15. Способ по п. 11, отличающийся тем, что рабочие параметры бурового долота включают крутящий момент на долото, а рабочие параметры расширителя включают крутящий момент на расширитель, при этом способ дополнительно включает:
прием одного или более сигналов корректирующих действий с помощью переводника фазового сдвига, выполненного с возможностью функционального соединения с расширителем и соединенного с коммуникационным модулем средствами связи; и
изменение фазового угла между буровым долотом и расширителем с помощью переводника фазового сдвига.
16. Способ по п. 11, который дополнительно включает передачу и прием данных в режиме реального времени на и с позиции на поверхности скважины, коммуникационным модулем, соединенным с позицией на поверхности скважины средствами связи.
17. Способ бурения ствола скважины, включающий:
контроль нагрузки на долото с помощью первого переводника датчика, расположенного вблизи бурового долота, при этом буровое долото расположено на дальнем конце компоновки низа бурильной колонны;
контроль нагрузки на расширитель с помощью второго переводника датчика, расположенного вблизи расширителя, при этом расширитель отступает от бурового долота по оси вдоль компоновки низа бурильной колонны;
прием сигналов, типичных для нагрузки на долото и нагрузки на расширитель, с помощью коммуникационного модуля, соединенного как с первым, так и со вторым переводниками датчиков средствами связи;
передачу одного или более сигналов корректирующих действий в случае, если нагрузка на долото и нагрузка на расширитель превышают заданный рабочий уровень; и
балансировку распределения нагрузки между нагрузкой на долото и нагрузкой на расширитель.
18. Способ по п. 17, отличающийся тем, что балансировка распределения нагрузки между нагрузкой на долото и нагрузкой на расширитель включает:
прием одного или более сигналов корректирующих действий с помощью гидравлического переводника, выполненного с возможностью функционального соединения между расширителем и буровым долотом и соединенного с коммуникационным модулем средствами связи; и
управление осевым положением расширителя относительно бурового долота с помощью гидравлического переводника для балансировки распределения нагрузки между нагрузкой на долото и нагрузкой на расширитель.
19. Способ по п. 17, отличающийся тем, что балансировка распределения нагрузки между нагрузкой на долото и нагрузкой на расширитель включает:
прием одного или более сигналов корректирующих действий с помощью скважинной движительной установки, расположенной между буровым долотом и расширителем и соединенной с коммуникационным модулем средствами связи; и
приведение в движение скважинной движительной установки таким образом, что корректируется расстояние по оси между буровым долотом и расширителем.
20. Способ по п. 17, дополнительно включающий:
контроль крутящего момента на долото с помощью первого переводника датчика и контроль крутящего момента на расширитель с помощью второго переводника датчика;
прием сигналов, характеризующих крутящий момент на долото и крутящий момент на расширитель, с помощью коммуникационного модуля, соединенного как с первым, так и со вторым переводниками датчиков средствами связи;
передачу одного или более дополнительных сигналов корректирующих действий в случае, если крутящий момент на долото и крутящий момент на расширитель превышают заданный рабочий уровень;
прием одного или более дополнительных сигналов корректирующих действий с помощью переводника фазового сдвига, выполненного с возможностью функционального соединения между расширителем и буровым долотом и соединенного с коммуникационным модулем средствами связи; и
изменение фазового угла между буровым долотом и расширителем с помощью переводника фазового сдвига.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PCT/US2012/071950 WO2014105034A1 (en) | 2012-12-28 | 2012-12-28 | Systems and methods of adjusting weight on bit an balancing phase |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2015115001A true RU2015115001A (ru) | 2017-02-03 |
RU2624494C2 RU2624494C2 (ru) | 2017-07-04 |
Family
ID=47605746
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015115001A RU2624494C2 (ru) | 2012-12-28 | 2012-12-28 | Системы и способы корректировки нагрузки на долото и балансировки фаз |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9359823B2 (ru) |
EP (1) | EP2938816A1 (ru) |
CN (1) | CN104781502B (ru) |
AU (1) | AU2012397834B2 (ru) |
BR (1) | BR112015008535A2 (ru) |
CA (1) | CA2888807C (ru) |
RU (1) | RU2624494C2 (ru) |
WO (1) | WO2014105034A1 (ru) |
Families Citing this family (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2888807C (en) | 2012-12-28 | 2017-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods of adjusting weight on bit and balancing phase |
US9822776B2 (en) * | 2014-08-20 | 2017-11-21 | Schlumberger Technology Corporation | Detecting and compensating for the effects of pump half-stroking |
EP3012671A1 (en) * | 2014-10-22 | 2016-04-27 | Geoservices Equipements | System and method for estimating properties of geological formations drilled using underreamer |
BR112017010023A2 (pt) * | 2014-11-12 | 2018-07-03 | Globaltech Corp Pty Ltd | aparelho e método para medir parâmetros de perfuração de uma operação de perfuração de fundo de poço para exploração mineral |
GB2535219B (en) * | 2015-02-13 | 2017-09-20 | Schlumberger Holdings | Bottomhole assembly |
US10337252B2 (en) | 2015-05-08 | 2019-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method of alleviating spiraling in boreholes |
US10746008B2 (en) | 2015-11-24 | 2020-08-18 | Saudi Arabian Oil Company | Weight on bit calculations with automatic calibration |
CN105865527A (zh) * | 2016-05-16 | 2016-08-17 | 中国地质大学(武汉) | 一种涡轮钻具及其井下工况参数检测仪 |
US20180051548A1 (en) * | 2016-08-19 | 2018-02-22 | Shell Oil Company | A method of performing a reaming operation at a wellsite using reamer performance metrics |
US11352841B2 (en) | 2016-12-08 | 2022-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Bottomhole assembly (BHA) stabilizer or reamer position adjustment methods and systems employing a cost function |
US11542770B2 (en) | 2017-10-24 | 2023-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Agitator for use with a drill string |
CN109236223B (zh) * | 2018-11-12 | 2020-10-02 | 南京理工大学 | 一种非开挖钻具在线自动解脱装置 |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2675197B1 (fr) * | 1991-04-12 | 1993-07-16 | Leroy Andre | Appareil de forage petrolier, gazier ou geothermique. |
ATE177168T1 (de) * | 1993-10-26 | 1999-03-15 | Raymond C Labonte | Werkzeug zur aufrechterhaltung der bohrlochpenetration |
US6296066B1 (en) | 1997-10-27 | 2001-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well system |
CA2271401C (en) * | 1999-02-23 | 2008-07-29 | Tesco Corporation | Drilling with casing |
CN100540845C (zh) * | 2003-05-30 | 2009-09-16 | 斯特拉塔洛克技术产品有限责任公司 | 钻柱扭转能量控制组件和方法 |
GB2412388B (en) * | 2004-03-27 | 2006-09-27 | Schlumberger Holdings | Bottom hole assembly |
US8875810B2 (en) * | 2006-03-02 | 2014-11-04 | Baker Hughes Incorporated | Hole enlargement drilling device and methods for using same |
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 |
CA2674233C (en) * | 2007-02-02 | 2016-02-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Modeling and designing of well drilling system that accounts for vibrations |
CN101525979B (zh) * | 2008-03-05 | 2013-04-24 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 用于消除钻头净扭矩和控制钻头游动的设备 |
BRPI1008353A2 (pt) * | 2009-01-30 | 2016-02-23 | Baker Hughes Inc | métodos, sistemas e conjuntos de ferramentas para distribuição de peso aplicado à broca entre a broca de perfuração rotativa perfuração da terra e o dispositivo escareador |
CA2888807C (en) | 2012-12-28 | 2017-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods of adjusting weight on bit and balancing phase |
-
2012
- 2012-12-28 CA CA2888807A patent/CA2888807C/en active Active
- 2012-12-28 CN CN201280076547.9A patent/CN104781502B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2012-12-28 AU AU2012397834A patent/AU2012397834B2/en not_active Ceased
- 2012-12-28 BR BR112015008535A patent/BR112015008535A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2012-12-28 RU RU2015115001A patent/RU2624494C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-12-28 WO PCT/US2012/071950 patent/WO2014105034A1/en active Application Filing
- 2012-12-28 US US14/131,727 patent/US9359823B2/en active Active
- 2012-12-28 EP EP12818978.4A patent/EP2938816A1/en not_active Withdrawn
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2888807C (en) | 2017-08-29 |
US9359823B2 (en) | 2016-06-07 |
EP2938816A1 (en) | 2015-11-04 |
CA2888807A1 (en) | 2014-07-03 |
CN104781502A (zh) | 2015-07-15 |
US20150322767A1 (en) | 2015-11-12 |
WO2014105034A1 (en) | 2014-07-03 |
AU2012397834A1 (en) | 2015-05-07 |
RU2624494C2 (ru) | 2017-07-04 |
BR112015008535A2 (pt) | 2017-07-04 |
CN104781502B (zh) | 2018-06-22 |
AU2012397834B2 (en) | 2016-06-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2015115001A (ru) | Системы и способы корректировки нагрузки на долото и балансировки фаз | |
US9803426B2 (en) | Flex joint for downhole drilling applications | |
US20190226291A1 (en) | Mitigating Swab and Surge Piston Effects in Wellbores | |
CA2908077C (en) | Waveform anti-stick slip system and method | |
AU2015270910B2 (en) | Method and system for directional drilling | |
NO20130321A1 (no) | Fremgangsmate for nedihulls lukket-sloyfe-geostyring | |
NO346465B1 (no) | Styrehode med integrert boredynamikkontroll | |
NO325490B1 (no) | Styrbar moduloppbygget boringssammenstilling | |
WO2011128068A3 (de) | Kommunikationssystem zur übertragung von informationen über bohrgestänge | |
NO178590B (no) | Fremgangsmåte og system for kontroll av vibrasjoner i borehullutrustning | |
RU2018136583A (ru) | Датчики, расположенные вдоль бурового снаряда | |
US10202840B2 (en) | Steerable drilling method and system | |
CN104395548A (zh) | 配备有仪器的钻井系统 | |
WO2012084886A1 (en) | Controlling vibrations in a drilling system | |
EP3400359A1 (en) | Rotary steerable drilling tool | |
RU2622574C2 (ru) | Скважинный буровой двигатель и способ использования | |
WO2015003266A1 (en) | Directional drilling apparatus and methods | |
CN105593465A (zh) | 用于优化钻压的基于比率的模式切换 | |
US20160362953A1 (en) | Tractor traction control for cased hole | |
WO2013103817A3 (en) | Active drilling measurement and control system for extended reach and complex wells | |
AU2016384580B2 (en) | Downhole power conversion and management using a dynamically adjustable variable displacement pump | |
WO2008127171A8 (en) | Method and device for controlling at least one drilling parameter for rock drilling | |
CA3058741A1 (en) | Methods, systems, and media for controlling a toolface of a downhole tool | |
RU2660711C1 (ru) | Корпус переменной жесткости с фиксированным изгибом для направленного бурения | |
EP3387221B1 (en) | Mud pulse telemetry with continuous circulation drilling |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201229 |