RU2093674C1 - Drilling process regulation method - Google Patents
Drilling process regulation method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2093674C1 RU2093674C1 RU95120445A RU95120445A RU2093674C1 RU 2093674 C1 RU2093674 C1 RU 2093674C1 RU 95120445 A RU95120445 A RU 95120445A RU 95120445 A RU95120445 A RU 95120445A RU 2093674 C1 RU2093674 C1 RU 2093674C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- interval
- bit
- frequency
- drilling
- rotation
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к контролю и управлению процессом бурения скважин и может быть использовано для выбора оптимальных показателей работы долот в процессе механического бурения. The invention relates to the monitoring and control of the process of drilling wells and can be used to select the optimal performance of bits in the process of mechanical drilling.
Известен способ оптимизации и регулирования режимов бурения скважин, основанный на измерении упругих колебаний, возникающих при взаимодействии породоразрущающего инструмента с забоем скважины (см. авторское свидетельство СССР N 819313, E 21 В 45/00, опубл. 07.04.81). There is a method for optimizing and regulating well drilling modes, based on measuring the elastic vibrations that occur when a rock cutting tool interacts with a well bottom (see USSR author's certificate N 819313, E 21 B 45/00, publ. 07.04.81).
В этом способе осуществляется поиск максимальных значений сейсмического КПД бурения, получаемых при различных нагрузках на долото и скорости его вращения, и осевую нагрузку на долото устанавливают соответствующей максимальному значению КПД. При изменении параметров бурения соответствующим образом изменяют осевую нагрузку на долото. In this method, the maximum values of the seismic drilling efficiency obtained at various loads on the bit and its rotation speed are searched, and the axial load on the bit is set corresponding to the maximum value of the efficiency. When changing the drilling parameters, the axial load on the bit is changed accordingly.
Способ позволяет повысить механическую скорость бурения и проходку на долото при одновременном увеличении моторесурса долота и бурильного инструмента с меньшими энергетическими затратами. Ограничением способа является изменение в процессе бурения только осевой нагрузки, за счет чего хотя и можно избавится от вибрации бурильной колонны, но нельзя производить оптимизацию работы в диапазоне рабочих частот, которые изменяются в зависимости от абразивности пород и износа породоразрушающего инструмента. По существу этот способ является частным по отношению к способу регулирования оптимальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин, который ранее описан в авторском свидетельстве СССР N 717299, E 21 B 45/00, опубл. 25.02.80. The method allows to increase the mechanical drilling speed and penetration to the bit while increasing the life of the bit and the drilling tool with less energy. The limitation of the method is the change in the drilling process only axial load, due to which, although it is possible to get rid of the vibration of the drill string, it is impossible to optimize the work in the range of operating frequencies, which vary depending on the abrasiveness of the rocks and the wear of the rock cutting tool. Essentially, this method is private with respect to the method of controlling the optimal axial load on the bit when drilling wells, which was previously described in the USSR author's certificate N 717299, E 21 B 45/00, publ. 02/25/80.
Известен также способ управления буровым агрегатом, включающий периодический контроль режимов бурения и изменение скорости вращения породоразрушающего инструмента (см. авторское свидетельство СССР N 1055863, E 21 B 45/00, опубл. 23.11.83). There is also a method of controlling a drilling unit, including periodic monitoring of drilling modes and changing the rotational speed of a rock cutting tool (see USSR author's certificate N 1055863, E 21 B 45/00, publ. 23.11.83).
В этом способе в первом и каждом последующем тактах режима опробования определяют величину изменения механической скорости бурения, по которой корректируют нагрузку на долото, и скорость его вращения, и формируют оптимальные управляющие сигналы на дополнительные механизмы для каждого последующего такта, при совпадении величин измеряемых параметров в двух последующих тактах формируют сигнал перехода к режиму бурения, при котором задают оптимальные дискретно-переменные уровни нагрузки на долото и скорости его вращения, в каждом такте режима бурения отслеживают изменения механической скорости его вращения и по отклонению от оптимальных заданных уровней формируют сигналы перехода к режиму опробования и задания управляющих сигналов на исполнительные механизмы для его первого такта. In this method, in the first and each subsequent cycles of the testing mode, the magnitude of the change in the mechanical drilling speed is determined, according to which the load on the bit and its rotation speed are adjusted, and optimal control signals are generated for additional mechanisms for each subsequent cycle, when the values of the measured parameters coincide in two the subsequent steps form a transition signal to the drilling mode, in which the optimal discrete-variable levels of the load on the bit and its rotation speed are set, in each cycle Modes drilling track for changing the mechanical speed of rotation and the deviation from the optimum desired levels of transition signals to form the test mode and setting control signals to the actuators for its first cycle.
Способ позволяет повысить производительность бурового агрегата за счет сокращения длительности бурения при неоптимальных величинах управляющих воздействий. Ограничением этого способа является постоянное отслеживание механической скорости бурения и, соответственно, постоянное изменение как осевой нагрузки, так и скорости вращения долота. Способ является сложным и требует применения управляющих вычислительных машин для его реализации. В то же время процесс бурения осуществляется в одной жестко привязанной точке, определяемой из выбранного критерия оптимизации, т.е. практически при одной скорости вращения долота в зависимости от механической скорости бурения при заданной нагрузке. The method allows to increase the productivity of the drilling unit by reducing the duration of drilling at non-optimal values of the control actions. A limitation of this method is the constant monitoring of the mechanical drilling speed and, accordingly, the constant change in both axial load and bit rotation speed. The method is complex and requires the use of control computers for its implementation. At the same time, the drilling process is carried out at one rigidly attached point, determined from the selected optimization criterion, i.e. practically at the same bit rotation speed depending on the mechanical drilling speed at a given load.
Наиболее близким техническим решением является способ регулирования процесса бурения путем измерения упругих колебаний, возникающих при взаимодействии породоразрушающего инструмента с забоем скважины, и поддержания рабочей частоты n вращения породоразрушающего инструмента на частоте, при которой при заданном значении осевой нагрузки вибрации отсутствуют (см. патент США N 3520375, н.к.и. 175-24, опубл.1970). The closest technical solution is a method of regulating the drilling process by measuring the elastic vibrations that occur when the rock cutting tool interacts with the bottom of the well, and maintaining the working frequency n of the rock cutting tool rotation at a frequency at which there is no vibration at a given value of the axial load (see US patent N 3520375 NKI 175-24, publ. 1970).
Этот способ основан на использовании колебаний бурильной колонны, а в качестве показателей эффективности режима бурения используются значения амплитуды и частоты таких колебаний. Рабочую частоту n вращения долота в этом способе выбирают ниже максимальной частоты nmax, при которой возникают вибрации. Ограничением этого способа является работа во всем временном интервале до замены породоразрушающего инструмента на одном заранее выбранном значении рабочей частоты n, за счет чего уменьшается скорость проходки за рейс и механическая скорость бурения. Кроме того, данный способ не оптимизирует режим отработки долота до его замены, т.к. он не обладает информативностью о его износе, а также о локальных изменениях абразивности пород забоя.This method is based on the use of drill string vibrations, and the amplitude and frequency of such vibrations are used as indicators of the effectiveness of the drilling mode. The working frequency n of rotation of the bit in this method is chosen below the maximum frequency n max at which vibrations occur. The limitation of this method is to work in the entire time interval until the rock cutting tool is replaced at one pre-selected value of the operating frequency n, due to which the rate of penetration per flight and the mechanical drilling speed are reduced. In addition, this method does not optimize the mode of working out the bit until it is replaced, because he does not have information about his wear, as well as about local changes in the abrasiveness of bottom-hole rocks.
Задача, решаемая изобретением, повышение эффективности регулирования процесса бурения. The problem solved by the invention, improving the efficiency of regulation of the drilling process.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении изобретения, повышение механической скорости бурения, повышение временного ресурса работы породоразрушающего инструмента до его замены в зависимости от абразивности пород забоя, определение времени замены породоразрушающего инструмента. The technical result that can be obtained by carrying out the invention is to increase the mechanical drilling speed, increase the temporary resource of the rock cutting tool before it is replaced, depending on the abrasiveness of the face rock, determine the time to replace the rock cutting tool.
Для решения поставленной задачи с достижением указанного технического результата в известном способе регулирования процесса бурения путем измерения упругих колебаний, возникающих при взаимодействии породоразрушающего инструмента с забоем скважины, и поддержания рабочей частоты n вращения породоразрушающего инструмента на частоте, при которой при заданном значении осевой нагрузки вибрации отсутствуют, согласно изобретению, периодически контролируют максимальную и минимальную частоту nmax и nmin вращения породоразрушающего инструмента, при которой возникают вибрации, и при их изменении дополнительно регулируют рабочую частоту n вращения породоразрушающего инструмента.To solve the problem with achieving the specified technical result in the known method of regulating the drilling process by measuring the elastic vibrations that occur when the rock cutting tool interacts with the bottom of the well, and maintaining the working frequency n of the rock cutting tool rotation at a frequency at which there is no vibration at a given axial load, according to the invention are periodically monitored maximum and minimum speed n max and n min rotating cutter tools that at which vibration occurs and when changing the operating frequency is further adjusted rotation n cutter tool.
Возможны варианты осуществления способа, в которых целесообразно, чтобы:
определяли интервал частот N между максимальной и минимальной частотами nmax и nmin вращения, при которых возникают вибрации, а рабочую частоту n выбирали бы в интервале N*, расположенном внутри интервала N и границы которого на 1/3 удалены от границ интервала N.Possible embodiments of the method, in which it is advisable that:
we determined the frequency interval N between the maximum and minimum rotation frequencies n max and n min at which vibrations occur, and the operating frequency n would be chosen in the interval N * located inside the interval N and whose borders are 1/3 removed from the boundaries of the interval N.
изменяли бы осевую нагрузку на породоразрушающий инструмент. would change the axial load on the rock cutting tool.
В дополнение к варианту, в котором целесообразно выбирать рабочую частоту n в интервале N*, возможен вариант, в котором целесообразно, чтобы периодически изменяли бы рабочую частоту n вращения породоразрушающего инструмента и по мере изменения границ интервала N выбирали бы соответствующим ему границы интервала N*.In addition to the option in which it is advisable to select the operating frequency n in the interval N * , a variant is possible in which it is advisable that the working frequency n of rotation of the rock cutting tool is periodically changed and, as the boundaries of the interval N are changed, the boundaries of the interval N * are selected corresponding to it.
Указанные преимущества, а также особенности настоящего изобретения станут понятными при рассмотрении вариантов его осуществления со ссылками на прилагаемый чертеж. These advantages, as well as features of the present invention will become apparent when considering options for its implementation with reference to the accompanying drawing.
Чертеж изображает диаграмму изменения виброзащитных спектров в зависимости от времени наработки. The drawing shows a diagram of the variation of vibrational spectra depending on the operating time.
В основу настоящего изобретения положены некоторые закономерности, обнаруженные в серии промысловых экспериментов, осуществленных в различных горно-геологических и технических условиях строительства нефтяных скважин. The present invention is based on some patterns found in a series of field experiments carried out in various mining and geological and technical conditions for the construction of oil wells.
Сущность обнаруженных закономерностей в следующем. The essence of the discovered patterns is as follows.
В равных забойных условиях бурения с постоянной, заранее заданной осевой нагрузкой для любой гаммы (типа) используемых долот существуют два относительно широкополосных виброзащитных спектра (на чертеже показаны штриховкой) рабочих частот n вращения в интервале N, при которых наблюдается "штилевое" состояние талевой системы буровой установки. Измерения показали, что в этом диапазоне N частот отсутствуют как крутильные колебания, так и продольные колебания породоразрушающего инструмента и бурильной колонны. Интервал N верхнего виброзащитного спектра составляет 25-30 об/мин, интервал М нижнего спектра 12-17 об/мин, а расстояние от верхней границы спектра М до нижней границы спектра N, т.е. интервал частот, в котором проявляются вибрации, около 40-55 об/мин. In equal downhole drilling conditions with a constant, predetermined axial load, for any gamma (type) of bits used, there are two relatively wideband vibration-protective spectra (shown by hatching) of the operating frequencies n of rotation in the interval N, at which a "calm" state of the tackle drilling system is observed installation. Measurements showed that in this range of N frequencies there are no torsional vibrations or longitudinal vibrations of the rock cutting tool and drill string. The interval N of the upper vibrational spectrum is 25-30 rpm, the interval M of the lower spectrum is 12-17 rpm, and the distance from the upper boundary of the spectrum M to the lower boundary of the spectrum N, i.e. the frequency range in which vibrations occur is about 40-55 rpm.
Виброзащитные частоты N и М вращения долот зависят от текущей их выработки, а именно от смещения осей шарошек в плане долота и от износа их опор. Для стандартных 215,9-миллиметровых долот уменьшение положительного (т.е. по направлению вращения долота) смещения осей шарошек на 1 мм, а также приращение их их люфта на такую же величину, приводят к снижению граничных частот интервалов N и М на 11-12 об/мин, а для других типоразмеров долот подобный сдвиг частот оборотов в общем случае обратно пропорционален диаметру долота. Vibration protection frequencies N and M of rotation of the bits depend on their current production, namely on the displacement of the axes of the cones in terms of the bit and on the wear of their bearings. For standard 215.9-mm bits, a decrease in the positive (i.e., in the direction of rotation of the bit) displacement of the axes of the cones by 1 mm, as well as an increase in their play by the same amount, lead to a decrease in the boundary frequencies of the N and M intervals by 11- 12 rpm, and for other sizes of bits, a similar shift in speed is generally inversely proportional to the diameter of the bit.
Повышение или снижение удельной осевой нагрузки на 0,46 кН на сантиметр диаметра долота приводит к одноименному повышению или снижению сдвига верхнего виброзащитного спектра интервала частот N на величину от 1,5 до 12 об/мин и нижнего виброзащитного спектра интервала частот М от 0,8 до 6,5 об/мин в зависимости от литологического состава и фильтрационных свойств пород забоя. An increase or decrease in the specific axial load by 0.46 kN per centimeter of the diameter of the bit leads to a similar increase or decrease in the shift of the upper vibration-protective spectrum of the frequency interval N by 1.5 to 12 rpm and the lower vibration-protective spectrum of the frequency interval M from 0.8 up to 6.5 rpm depending on the lithological composition and filtration properties of the face rocks.
На чертеже показаны виброзащитные спектры рабочих частот вращения для 295,3-миллиметровых долот, однако аналогичные графики могут быть получены и для долот с другими диаметрами. The drawing shows the vibrational spectra of operating speeds for 295.3 mm bits, however, similar graphs can be obtained for bits with other diameters.
Границы интервалов N и М могут апроксимироваться прямой линией вида:
ni a + b•D-1(e-1),
где n текущее значение частоты границы интервала N или М, i индекс, соответствующий минимальной min или максимальной max границе, D диаметр долота в мм, e смещение осей цапф относительно оси долота в направлении его вращения в мм, 1 текущая величина люфта шарошек в мм, а и b константы, зависящие от характеристик условий бурения.The boundaries of the intervals N and M can be approximated by a straight line of the form:
n i a + b • D -1 (e-1),
where n is the current value of the frequency of the boundary of the interval N or M, i is the index corresponding to the minimum min or maximum max border, D is the diameter of the bit in mm, e is the offset of the axes of the pivots relative to the axis of the bit in the direction of its rotation in mm, 1 is the current value of the play of the cones in mm, a and b are constants depending on the characteristics of the drilling conditions.
При стандартизованной удельной осевой нагрузке 7,25 кН на сантиметр диаметра долота для границ интервала N константа а находится в диапазоне от 97,2 мин-1 до 134,97 мин-1 в зависимости от параметров бурового раствора, фильтрационных свойств породы и условий очистки забоя, а константа b приблизительно равна 2567 мин-1.With a standardized specific axial load of 7.25 kN per centimeter of bit diameter for the boundaries of the interval N, the constant a is in the range from 97.2 min -1 to 134.97 min -1 depending on the parameters of the drilling fluid, the filtration properties of the rock and the conditions for cleaning the face , and the constant b is approximately equal to 2567 min -1 .
В случае правильного выбора типа долота по вооружению опережающим при прочих условиях является износ его опор. Опоры долота можно считать полностью изношенными при истирании беговой дорожки цапфы на глубину 1,27 мм, то есть на толщину цементационного слоя металла. Поэтому долото любого типоразмера целесообразно отрабатывать до люфтов не более 2,5 мм. In the case of the correct choice of the type of bit for armaments, the leading factor in other conditions is the wear of its supports. The support of the bit can be considered completely worn out when abrading the treadmill of the trunnion to a depth of 1.27 mm, that is, to the thickness of the cementation layer of the metal. Therefore, it is advisable to work out a bit of any standard size to backlash no more than 2.5 mm.
С учетом изложенного каждому типоразмеру долота можно отвести собственный отрезок виброзащитного спектра (фиг.1). Точки Т0 по оси абсцисс на чертеже 1 соответствуют началу процесса бурения выбранным типом долота при известном положительном смещении осей его шарошек с нулевыми люфтами, а точки Тк окончанию процесса бурения (независимо от его продолжительности) при люфтах опор 2,5 мм.Based on the foregoing, each bit size can be assigned its own segment of the vibration spectrum (figure 1). Points T 0 along the abscissa axis in Figure 1 correspond to the beginning of the drilling process with the selected type of bit with a known positive offset of the axes of its cones with zero backlash, and points T to the end of the drilling process (regardless of its duration) with backlash of supports 2.5 mm.
Темп износа опор во времени в основном характеризует абразивность разбуриваемых пород. The rate of wear of the supports over time mainly characterizes the abrasiveness of the drilled rocks.
Реализацию заявленного способа рассмотрим на следующих примерах. The implementation of the claimed method, consider the following examples.
Пример 1. Example 1
Пусть применяемый тип долота (фиг.1) Ш 295,3 С-ГВ, стандартная осевая нагрузка 7,25 кН на сантиметр долота, e 5 мм. Let the type of bit used (Fig. 1) W 295.3 C-GW, the standard axial load of 7.25 kN per centimeter of the bit, e 5 mm.
В начале процесса бурения равномерно повышают частоту вращения долота, например в пределах верхнего поискового диапазона, т.к. процесс в диапазоне, соответствующем интервалу N, является более высокоскоростным и в большинстве случаев более высокопроизводительным (хотя способ не исключает возможности бурения в интервале М). Фиксируют прекращение вибраций в точке n1 и в точке n2. Выбирают частоту n в пределах этого интервала и по мере наработки периодически контролируют новые значения граничных частот: n3, n4, n5, n6 и т.д. Обычно значения ni уменьшаются, поэтому соответствующим образом уменьшают значение рабочей частоты n. При резком изменении какой-либо границ из ni можно судить об аномальном возрастании абразивности породы, для чего производят корректировку осевой нагрузки и определение новых граничных значений ni. Реализация изобретения обеспечивает проходки за рейс и увеличение механической скорости бурения приблизительно в 1,5 раза.At the beginning of the drilling process, the bit rotation frequency is evenly increased, for example, within the upper search range, because the process in the range corresponding to the interval N is more high-speed and in most cases more efficient (although the method does not exclude the possibility of drilling in the interval M). Fix the cessation of vibration at point n 1 and at point n 2 . The frequency n is selected within this interval and as the operating time is periodically monitored, the new values of the boundary frequencies are: n 3 , n 4 , n 5 , n 6 , etc. Typically, the values of n i decrease, therefore, correspondingly reduce the value of the operating frequency n. With a sharp change in any of the boundaries of n i, one can judge about an abnormal increase in the abrasiveness of the rock, for which the axial load is adjusted and new boundary values of n i are determined. The implementation of the invention provides penetration per flight and an increase in the mechanical drilling speed of approximately 1.5 times.
Пример 2. Example 2
Аналогичен примеру 1, однако с целью гарантированной устойчивости бурового процесса рабочую n вращения долота выбирают и поддерживают на уровне, удаленном от граничных линий (ni) виброзащитного спектра N не менее чем на 1/3 его ширины, т.е. в интервале N*. Этапы отработки долота, соответствующие ступеням корректировки частоты его вращения n, на фигуре 1 схематично показаны стрелками. В этом случае оперативно корректируют режимные параметры бурения по мере износа опор долота, который определяют и отслеживают с помощью кратковременного возбуждения вибраций, а затем снижают (увеличивают) рабочую частоту n вращения долота относительно первоначального уровня.Similar to example 1, however, for the purpose of guaranteed stability of the drilling process, the working n rotation of the bit is selected and maintained at a level remote from the boundary lines (n i ) of the vibration protection spectrum N by at least 1/3 of its width, i.e. in the range of N * . The stages of the development of the bit corresponding to the steps of adjusting the frequency of its rotation n, in figure 1 are schematically shown by arrows. In this case, the operational parameters of drilling are promptly corrected as the bit supports wear, which is determined and monitored by means of short-term vibration excitation, and then the working frequency n of the bit rotation is decreased (increased) relative to the initial level.
В ходе бурения отслеживают текущий износ опор долота, который, как установлено исследованиями, соответствует сдвигу граничных линий ni. Периодичность этой операции зависит от абразивности пород забоя и от режима отработки долота. При автоматизации способа периодичность может быть выбрана достаточно высокой, например, 10-20 раз за проход.During drilling, the current wear of the bit supports is monitored, which, as established by the studies, corresponds to the shift of the boundary lines n i . The frequency of this operation depends on the abrasiveness of the face and on the mode of development of the bit. When automating the method, the frequency can be selected high enough, for example, 10-20 times per pass.
Когда вибрации начинают возникать при сдвиге рабочей частоты вращения n, превышающей первоначальную рабочую частоту на 1/3 ширины виброзащитного спектра, т. е. выходят за интервал N*, то производят соответствующие корректировки отработки долота, сдвигая его рабочую частоту n вниз от предыдущего уровня с тем же шагом (см. чертеж).When vibrations begin to occur when the working rotation frequency n exceeds the initial working frequency by 1/3 of the width of the vibration protection spectrum, i.e., falls outside the interval N * , then the bit is worked out accordingly, shifting its working frequency n down from the previous level with in the same step (see drawing).
Наконец наступит момент, при котором верхняя граница ni интервала N практически совпадает с нижним значением первоначально выбранного интервала N*, что, как показали исследования, при одинаковых условиях абразивности пород, параметров бурового раствора и условий очистки забоя указывает на износ долота. По диаграмме (см. чертеж) для каждого конкретного случая проходки можно определить, что первый этап отработки долота завершается при износе его опор, например, на 40% второй этап на 80% и третий на 100% При этом установлено, что люфты шарошек составляют 1,0 2,0 2,5 мм, соответственно.Finally, there comes a moment at which the upper boundary n i of the N interval practically coincides with the lower value of the initially selected interval N * , which, according to studies, under the same conditions of abrasiveness of the rocks, drilling fluid parameters and conditions for cleaning the face indicates wear of the bit. According to the diagram (see drawing), for each specific case of sinking, it can be determined that the first stage of the bit development is completed when its supports are worn, for example, by 40%, the second stage by 80% and the third by 100%. It was found that the cutter backlash is 1 , 0 2.0 2.5 mm, respectively.
Реализация изобретения позволяет повысить временной ресурс работы долота за счет его отработки в наиболее щадящем режиме, определить время Тк (фиг. 1), то есть повысить точность определения момента подъема долота, увеличить механическую скорость бурения приблизительно в два раза.The implementation of the invention allows to increase the time resource of the bit due to its development in the most gentle mode, to determine the time T to (Fig. 1), that is, to increase the accuracy of determining the moment of raising the bit, to increase the mechanical drilling speed by about two times.
Пример 3. Example 3
Аналогичен примеру 2, однако в случае возрастания абразивности горных пород увеличивают осевую нагрузку на долото в допустимых пределах и дополнительно определяют соответствующие изменения границ интервалов N и N*.Similar to example 2, however, if the abrasiveness of the rocks increases, the axial load on the bit is increased within acceptable limits and the corresponding changes in the boundaries of the intervals N and N * are additionally determined.
В этом случае временной интервал Т0 Тк уменьшается, а крутизна границ ni интервала N увеличивается, однако все указанные выше закономерности сохраняются, и регулирование процесса бурения можно производить описанным выше образом.In this case, the time interval T 0 T k decreases, and the steepness of the boundaries n i of the interval N increases, however, all the above patterns are preserved, and the drilling process can be regulated in the manner described above.
Получение зависимостей, изображенных на диаграмме (фиг.1), можно осуществлять посредством расчетов с учетом характеристик размеров долота, пород забоя, бурового раствора и условий очистки забоя. The dependencies shown in the diagram (Fig. 1) can be obtained by calculations taking into account the characteristics of the bit size, bottom rocks, drilling mud and the conditions for cleaning the bottom.
Наиболее успешно заявленный способ регулирования процесса бурения может быть использован при разработке нефтяных и газовых скважин. The most successfully claimed method of regulating the drilling process can be used in the development of oil and gas wells.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95120445A RU2093674C1 (en) | 1995-12-07 | 1995-12-07 | Drilling process regulation method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95120445A RU2093674C1 (en) | 1995-12-07 | 1995-12-07 | Drilling process regulation method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2093674C1 true RU2093674C1 (en) | 1997-10-20 |
| RU95120445A RU95120445A (en) | 1997-10-27 |
Family
ID=20174344
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU95120445A RU2093674C1 (en) | 1995-12-07 | 1995-12-07 | Drilling process regulation method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2093674C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2616047C2 (en) * | 2011-12-16 | 2017-04-12 | Веллтек А/С | Method of control over well operation |
| RU2739875C1 (en) * | 2020-05-12 | 2020-12-29 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method of determining working capacity of rock cutting tool |
-
1995
- 1995-12-07 RU RU95120445A patent/RU2093674C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Патент США N 3520375, кл. 175-24, 1970. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2616047C2 (en) * | 2011-12-16 | 2017-04-12 | Веллтек А/С | Method of control over well operation |
| RU2739875C1 (en) * | 2020-05-12 | 2020-12-29 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method of determining working capacity of rock cutting tool |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2174596C2 (en) | Method of adjustment of drilling conditions effecting mode of operation of drill | |
| US10480249B2 (en) | Hybrid mechanical-laser drilling equipment | |
| AU709128B2 (en) | Method of assaying downhole occurrences and conditions | |
| RU98119444A (en) | METHOD FOR REGULATING DRILLING CONDITIONS AFFECTING THE DRILL OPERATION MODE | |
| US20090126994A1 (en) | Method And System For Controlling Force In A Down-Hole Drilling Operation | |
| CN111255432B (en) | Downhole drilling device and control method thereof | |
| US7926596B2 (en) | Drag bit with utility blades | |
| CN106640035A (en) | VFD control system and method for automatic optimization of drilling parameters | |
| RU2093674C1 (en) | Drilling process regulation method | |
| US3640356A (en) | Diamond bit | |
| DK162459B (en) | PROCEDURE AND DEVICE FOR STABILIZING A DRILL EQUIPPED WITH A CUTTING TOOL | |
| EP0336490A1 (en) | Method for controlling a drilling operation | |
| RU2016193C1 (en) | Method of drilling control | |
| RU2508447C1 (en) | Method of control over hydraulic face motor under face conditions | |
| SU960425A1 (en) | Method of controlling the process of drilling blast-holes | |
| SU899884A1 (en) | Method of automatic control of drilling duty of rotary rigs | |
| UA151846U (en) | A method of controlling the process of drilling wells in a rock mass | |
| SU1661386A1 (en) | Method of drilling control | |
| RU2505671C1 (en) | Method of bit load control during lateral drilling | |
| UA154507U (en) | THE METHOD OF MANAGING THE PROCESS OF WELL DRILLING IN THE MOUNTAIN MOUNTAIN | |
| AU2022228081A1 (en) | Machine operations and management systems | |
| SU1590546A1 (en) | Method of controlling drilling duty | |
| RU1809023C (en) | Drilling process optimization method | |
| SU1649088A1 (en) | Method of rotary drilling control | |
| NO336657B1 (en) | Method for Determining the Work of a Base Drill Bit of a Given Size and Construction when Drilling a Hole from a Starting Point to an End Point |