RU2439315C1 - Интегрированное отображение положения ведущего переводника и ориентации торца долота - Google Patents
Интегрированное отображение положения ведущего переводника и ориентации торца долота Download PDFInfo
- Publication number
- RU2439315C1 RU2439315C1 RU2010130551/03A RU2010130551A RU2439315C1 RU 2439315 C1 RU2439315 C1 RU 2439315C1 RU 2010130551/03 A RU2010130551/03 A RU 2010130551/03A RU 2010130551 A RU2010130551 A RU 2010130551A RU 2439315 C1 RU2439315 C1 RU 2439315C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- data
- icons
- bit
- time
- orientation
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 87
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 79
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 19
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 5
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 5
- 230000036962 time dependent Effects 0.000 claims description 5
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 claims 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 235000019282 butylated hydroxyanisole Nutrition 0.000 description 1
- 239000003086 colorant Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000012800 visualization Methods 0.000 description 1
Images
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
-
- 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
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к интегрированному отображению положения ведущего переводника и ориентации торца долота. Техническим результатом является более точное измерение взаимосвязи между положением торца инструмента и ведущим переводником для более точного и производительного наклонно-направленного бурения. Способ для наглядной демонстрации взаимосвязи между ориентацией торца долота и положением ведущего переводника посредством постоянного приема электронных данных, включающих в себя данные положения ведущего переводника и, по меньшей мере, данные гравитационной ориентации торца долота или данные магнитной ориентации торца долота и отображения электронных данных на дисплее пользователя в хронологическом порядке для показа данных выполнения последних измерений и множества непосредственно предшествующих измерений. 5 н. и 17 з.п. ф-лы, 3 ил.
Description
Подземное бурение включает в себя бурение ствола скважины через пласт в глубине земли посредством бурового долота, соединенного с бурильной колонной. Во время роторного бурения буровое долото вращается верхним приводом или другим роторным приводным средством на поверхности, при этом ведущий переводник и/или другое механическое средство соединяет роторное приводное средство с бурильной колонной и передает на колонну вращение. Во время бурения буровое долото вращается забойным двигателем, установленным в бурильной колонне вблизи бурового долота, и бурильная колонна может также вращаться или не вращаться приводным средством.
Операции бурения можно проводить вертикально, горизонтально или наклонно-направленно. Вертикальное бурение относится к бурению, в котором траектория бурильной колонны отклонена менее чем на 10° от вертикали. Горизонтальное бурение относится к бурению, в котором траектория бурильной колонны отклонена на около 90° от вертикали. Наклонно-направленное бурение относится к бурению, в котором траекторией бурильной колонны специально управляют для поддержания ствола скважин на проектной траектории. Корректирующие рейсы, в общем, относятся к скважинам, которые имеют не проектные отклонения и которые должны быть направлены или наклонно-направленно пробурены обратно по проектной траектории.
Различные системы и способы можно использовать для выполнения вертикального, наклонно-направленного и горизонтального бурения. Например, в управляемых системах используют забойный двигатель с изогнутым корпусом, включенный в состав компоновки низа бурильной колонны (КНБК). Управляемую систему можно эксплуатировать в режиме скольжения, в котором бурильная колонна не вращается и буровое долото вращается исключительно забойным двигателем. Изогнутый корпус направляет буровое долото в необходимом направлении со скольжением бурильной колонны по стволу скважины, осуществляя наклонно-направленное бурение. Альтернативно, управляемую систему можно эксплуатировать во вращательном режиме, в котором бурильная колонна вращается при действии забойного двигателя.
Роторные управляемые инструменты можно также использовать для выполнения наклонно-направленного бурения. Один конкретный тип роторного управляемого инструмента может включать в себя отклоняющие опоры или фиксирующие опоры, установленные на бурильной колонне вблизи бурового долота и выдвигающиеся и втягивающиеся при некоторой фиксированной ориентации во время некоторых или всех оборотов бурильной колонны. Контакт между фиксирующими опорами и поверхностью ствола скважины передает боковое усилие на бурильную колонну вблизи бурового долота, толкая или нацеливая буровое долото на необходимое направление бурения.
Наклонно-направленное бурение можно также осуществлять с использованием роторных управляемых двигателей, включающих в себя забойный двигатель, образующий часть КНБК, а также некоторый тип средства управления, такого как выдвигающиеся и втягивающиеся опоры, рассмотренные выше. В отличие от управляемых систем, роторно-управляемые забойные двигатели обеспечивают проведение наклонно-направленного бурения с вращением бурильной колонны. Когда бурильная колонна вращается, силы трения уменьшаются и увеличенная осевая нагрузка передается на долото для бурения. Таким образом, роторно-управляемый забойный двигатель может обычно достигать повышенной скорости проходки во время наклонно-направленного бурения по сравнению с управляемой системой, поскольку увеличенные объединенные крутящий момент и мощность вращения бурильной колонны и забойного двигателя можно передавать на долото, вследствие уменьшения постоянным вращением трения в стволе скважины.
Наклонно-направленное бурение требует знания в режиме реального времени угловой ориентации фиксированной контрольной точки на окружности периметра бурильной колонны относительно контрольной точки на стволе скважины. Контрольной точкой ствола скважины обычно является северный магнитный полюс в вертикальной скважине или верхняя часть ствола наклонно-направленной скважины. Данная ориентация контрольной точки бурильной колонны относительно фиксированной контрольной точки обычно именуется положением торца инструмента. Например, бурение управляемым забойным двигателем требует знания положения торца инструмента для выдвижения и втягивания отклоняющих опор, когда бурильная колонна находится в конкретном угловом положении, для поджатия бурового долота в необходимом направлении.
Когда опираются на контрольную точку, соответствующую северному магнитному полюсу, положение торца инструмента обычно именуют магнитным положением торца инструмента. Когда опираются на контрольную точку, соответствующую верхней части ствола, положение торца инструмента обычно именуют гравитационным положением торца инструмента. Гравитационное положение торца инструмента обычно определяют на основании измерений поперечных компонентов локального гравитационного поля, например компонентов локального гравитационного поля, перпендикулярных оси бурильной колонны, которые обычно получают с использованием акселерометров и/или других чувствительных устройств, включенных в состав КНБК. Магнитное положение торца инструмента обычно определяют на основании измерений поперечных компонентов локального магнитного поля Земли, которые обычно получают с использованием магнитометра и/или других чувствительных устройств, включенных в состав КНБК.
Получение данных, мониторинг и регулировка направления бурения обычно требует от оператора нанесения вручную линии или иной маркировки на поверхность бурильной колонны для мониторинга ее ориентации относительно ориентации скважинного инструмента. То есть, хотя гравитационное положение торца инструмента или магнитное положение торца инструмента можно определять в некоторые интервалы времени, ориентация верхнего привода или бурового ротора автоматически не становится известной. Следовательно, взаимосвязь положения торца инструмента и положения ведущего переводника может определять только оператор. Известно, что на данную взаимосвязь, по существу, не влияет реактивный крутящий момент, действующий на бурильную колонну и долото. Следовательно, давно существует необходимость более точного измерения взаимосвязи между положением торца инструмента и ведущим переводником, например, для более точного и производительного наклонно-направленного бурения.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Изобретен способ наглядной демонстрации взаимосвязи между ориентацией торца бурового долота и положением ведущего переводника при управлении работой бурильного устройства, включающего в себя долото с отклонителем и верхним приводом, управление долотом с верхним приводом, периодический прием электронных данных, включающих в себя данные положения ведущего переводника и, по меньшей мере, одно из следующего: данные гравитационной ориентации торца долота и данные магнитной ориентации торца долота, и отображение электронных данных на дисплее пользователя в хронологическом порядке, показывающем данные выполнения самых последних измерений и множества непосредственно предшествующих измерений.
В одном варианте осуществления электронные данные также включают в себя данные азимута, относящиеся к азимутальной ориентации бурильной колонны вблизи долота. В другом варианте осуществления электронные данные дополнительно включает в себя данные наклона, относящиеся к наклону бурильной колонны вблизи долота. В другом варианте осуществления данные положения ведущего переводника могут связывать ориентацию ведущего переводника, верхнего привода, ведущей бурильной трубы и/или других устройств роторного привода с положением торца долота. В дополнительном варианте осуществления прием электронных данных включает в себя прием электронных данных от датчика на забое скважины/измерительного устройства. В другом варианте осуществления способ включает в себя связь электронных данных с индикацией времени на основе конкретных моментов времени выполнения измерений выходных электронных данных.
В одном варианте осуществления отображение электронных данных включает в себя текстовое отображение самых последних данных и графическое отображение более старых данных. В предпочтительном варианте осуществления графическое отображение более старых данных включает в себя графическое отображение данных с представлением в форме мишени. В другом предпочтительном варианте осуществления графическое отображение более старых данных включает в себя отображение иконок, изменяющихся во времени, или иконок конкретного момента времени, каждой с доступом пользователя для временного отображения данных, связанных с таким временем. В более предпочтительном варианте осуществления каждая иконка включает в себя, по меньшей мере, одно из следующего: число, текст, цвет или другую индикацию возраста относительно других иконок. В другом более предпочтительном варианте осуществления иконки расположены на дисплее по времени, с относительно более новыми, расположенными относительно ближе к краю мишени и относительно более старыми, расположенными относительно ближе к центру круглой шкалы. В дополнительном более предпочтительном варианте осуществления иконки показывают изменения во времени от измерений, регистрируемые соответствующим сенсорным устройством, по меньшей мере, на одном из следующего: компоновке низа бурильной колонны и верхнем приводе до текущего компьютерного времени системы.
Изобретение также включает в себя устройство для ручного управления во время операции бурения для мониторинга взаимосвязи между ориентацией торца бурового долота и положением ведущего переводника, содержащее бурильное устройство, включающее в себя управляемый забойный двигатель с отклонителем и верхним приводом, приспособленный для управления долотом во время операции бурения, приемное устройство, приспособленное для периодического обмена электронными данными, включающими в себя данные положения ведущего переводника и, по меньшей мере, одно из следующего: данные гравитационной ориентации торца долота и данные магнитной ориентации торца долота, и средство отображения, приспособленное для отображения электронных данных на дисплее пользователя в хронологическом порядке, показывающем данные выполнения последних измерений и множества непосредственно предшествующих измерений.
Изобретение также включает буровое устройство, содержащее бурильное средство, включающее в себя компоновку низа бурильной колонны и верхний привод, причем компоновка низа бурильной колонны включает в себя долото и управляемый забойный двигатель с отклонителем и верхним приводом, выполненный с возможностью управления компоновкой низа бурильной колонны, и интерфейс оператора, приспособленный для обеспечения мониторинга оператором взаимосвязи между ориентацией торца бурового долота и положения ведущего переводника бурильного средства во время операции бурения, при этом интерфейс связан с бурильным средством и включает в себя графический указатель, показывающий в хронологическом порядке последние измерения и множества непосредственно предшествующих измерений, комплект первых информационных иконок, представляющих данные положения ведущего переводника в хронологическом порядке, первых информационных иконок, перекрывающих графический указатель, и комплект вторых информационных иконок, представляющий, по меньшей мере, одно из следующего: данные гравитационной ориентации торца долота и данные магнитной ориентации торца долота в хронологическом порядке, причем вторые информационные иконки перекрывают графический указатель.
В одном варианте осуществления графический указатель является представлением времени в форме мишени. В другом варианте осуществления каждая иконка комплекта первых и вторых информационных иконок включает в себя индикацию времени на основе конкретного момента времени выполнения измерения выходных электронных данных. В другом варианте осуществления устройство включает в себя текстовое отображение относительно более новых данных и отображение относительно менее новых данных на графического указателя. В предпочтительном варианте осуществления непосредственно предшествующие данные включают в себя изменяющиеся во времени иконки или иконки конкретного момента времени. В другом предпочтительном варианте осуществления каждая иконка включает в себя, по меньшей мере, одно из следующего: число, текст, цвет или другую индикацию возраста относительно других иконок. В другом предпочтительном варианте осуществления иконки расположены по времени, относительно более новые ближе к краю мишени и относительно более старые ближе к центру мишени. В другом варианте осуществления иконки показывают разницу во времени между временем регистрации измерения соответствующим сенсорным устройством и текущим компьютерным временем системы.
В одном варианте осуществления дисплей устройства включает в себя перечень условных обозначений данных, идентифицирующий данные, представленные первыми и вторыми информационными иконками. В другом варианте осуществления в состав включены наклон и азимут управляемого забойного двигателя. В другом варианте осуществления устройство включает в себя глубину компоновки низа бурильной колонны. В дополнительном варианте осуществления графический дисплей включает в себя форму в виде мишени, образованную множеством вложенных друг в друга колец, и текущая ориентация торца бурильного инструмента отображается в центре формы в виде мишени. В другом варианте осуществления графический дисплей включает в себя форму в виде мишени, образованной множеством вложенных друг в друга колец, и текущая ориентация торца бурильного инструмента отображается в центре формы в виде мишени.
Изобретение также включает в себя буровое устройство, включающее в себя бурильное средство, содержащее компоновку низа бурильной колонны и верхний привод, при этом компоновка низа бурильной колонны включает в себя долото и управляемый забойный двигатель с отклонителем, причем верхний привод выполнен с возможностью управления компоновкой низа бурильной колонны, и интерфейс оператора, приспособленный для обеспечения мониторинга оператором взаимосвязи между ориентацией торца долота и положением ведущего переводника бурильного средства во время операции бурения, причем интерфейс связан с бурильным средством и включает в себя графический указатель, включающий в себя множество вложенных друг в друга колец с уровнями, представляющими время или приращение измерений, с данными, указывающими последнюю ориентацию торца бурильного инструмента, представленными на центральном участке графического указателя в виде мишени, множество иконок данных положения ведущего переводника, расположенных в хронологическом порядке на графическом указателе в виде мишени, причем каждая иконка имеет данные положения ведущего переводника, и иконки расположены на разных уровнях во вложенных друг в друга кольцах, причем иконки с относительно более новыми данными положения ведущего переводника расположены ближе к внешнему краю графического указателя в виде мишени и иконки с относительно менее новыми данными положения ведущего переводника расположены ближе к центру графического указателя в виде мишени, множество иконок с данными ориентации торца бурового долота, расположенными в хронологическом порядке на графическом указателе в виде мишени, при этом каждая из множества иконок имеет данные ориентации торца бурового долота, расположенной на разных уровнях во вложенных друг в друга кольцах, при этом с относительно более новыми данными ориентации торца бурильного инструмента расположены ближе к внешнему краю графического указателя в виде мишени, и иконки с относительно более старыми данными ориентации торца бурового долота расположены ближе к центру графического указателя в виде мишени. В одном варианте осуществления данные иконок включают в себя величину, указывающую время, прошедшее от выполнения измерения, представленного данной иконкой.
Изобретение также включает в себя машиночитаемый носитель, совместимый с процессором для графического отображения взаимосвязи между ориентацией торца бурового долота и положением ведущего переводника бурильного устройства, машиночитаемый носитель, включающий в себя компонент запоминающего устройства с хранящимися в нем выполняемыми инструкциями, включающими в себя инструкции для приема электронных данных на периодической основе от бурильного устройства, включающего в себя верхний привод с ведущим переводником, и компоновку низа бурильной колонны с отклонителем долота, при этом электронные данные включают в себя данные положения ведущего переводника и, по меньшей мере, одно из следующего: данные гравитационной ориентации торца долота и данные магнитной ориентации торца долота, и инструкции для графического отображения части электронных данных на дисплее пользователя, в статистическом формате, показывающем данные выполнения последних измерений и множество непосредственно предшествующих измерений.
В одном варианте осуществления графическое отображение более старых данных включает в себя графическое отображение данных с представлением в форме мишени. В другом варианте осуществления графическое отображение более старых данных включает в себя отображение изменяющейся во времени иконки или иконок конкретного момента времени, каждой доступной пользователю, для временного отображения данных, связанных с данным временем. В предпочтительном варианте осуществления иконки включают в себя, по меньшей мере, одно из следующего: число, текст, цвет или другую индикацию возраста относительно других иконок. В другом предпочтительном варианте осуществления иконки расположены на дисплее по времени, с относительно более новыми, расположенными относительно ближе к краю мишени и относительно более старыми, расположенными относительно ближе к центру циферблата.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Настоящее изобретение будет более понятным из следующего подробного описания с прилагаемыми чертежами. Согласно стандартной отраслевой практике различные элементы показаны без соблюдения масштаба. Фактически, размеры различных элементов можно избирательно увеличивать или уменьшать для ясности рассмотрения.
На фиг. 1 показан схематичный вид дисплея согласно одному или нескольким аспектам настоящего изобретения.
На фиг. 2 показан увеличенный вид участка дисплея, показанного на фиг. 1.
На фиг. 3 показана блок-схема системы, включающей в себя дисплей и связанное с ним устройство наклонно-направленного бурения, и компьютера согласно изобретению.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Следует понимать, что следующее изобретение создает много различных вариантов осуществления или примеров для реализации различных признаков вариантов осуществления изобретения.
Конкретные примеры компонентов и устройств описаны ниже для упрощения настоящего описания. Они являются, естественно, только примерами и не направлены на ограничение. Кроме того, в настоящем описании могут повторяться номера ссылки и/или буквы в различных примерах. Целью повтора является упрощение и ясность, не диктующие взаимосвязи между различными рассматриваемыми вариантами осуществления и/или конфигурациями.
Используемый в настоящем описании термин «положение ведущего переводника» может относиться к статической поворотной ориентации ведущего переводника относительно роторного привода и/или некоторой другой заданной привязки. «Положение ведущего переводника» может альтернативно или дополнительно относиться к динамической поворотной ориентации ведущего переводника, такой, где ведущий переводник колеблется, поворачиваясь по часовой стрелке и против часовой стрелки вокруг нейтральной точки, по существу, в середине между максимумом вращения по часовой стрелке и максимумом вращения против часовой стрелки, в варианте, где «положение ведущего переводника» может относиться к связи между нейтральной ориентацией или средней точкой колебаний и некоторой другой заданной контрольной точкой. Более того, «положение ведущего переводника» может в данном документе относиться к поворотной ориентации элемента роторного привода, не являющегося ведущим переводником, обычно используемым в верхнем приводе. Например, положение ведущего переводника может относиться к поворотной ориентации бурового ротора или другого, размещенного на поверхности компонента, используемого для придания вращения или приложения силы к бурильной колонне. Кроме того, хотя настоящее описание может иногда ссылаться на дисплей, интегрирующий положение ведущего переводника и ориентацию торца долота, такая ссылка направлена на дополнительное включение в состав ссылки на дисплей, интегрирующий положение бурильной колонны или ориентацию на поверхности с ориентацией торца бурильного инструмента на забое скважины.
На фиг. 1 показан схематичный вид интерфейса 100 оператора согласно одному или нескольким аспектам настоящего изобретения. Интерфейс 100 оператор может использовать во время операций наклонно-направленного и/или другого бурения для мониторинга взаимосвязи между ориентацией торца долота и положением ведущего переводника. В являющемся примером варианте осуществления интерфейс 100 оператора представляет собой один из нескольких экранов дисплея, выбираемых пользователем во время операций бурения, и может быть включен в состав как интерфейс оператора или в составе таких интерфейсов, операций бурения и/или бурильного устройства, описанных в одном или нескольких из следующих документов:
патент США № 6050348, выдан Richarson, et al., под названием “Drilling Method and Apparatus”;
временная патентная заявка США No. 60/869047, зарегистрированная 7 декабря 2006 г., под названием “MSE-Based Drilling Operations”;
предварительная патентная заявка США № 11/668,388, зарегистрированная 29 января 2007 г., под названием “ Method, Apparatus and System for Drilling Rig Modification”;
патентная заявка США № 11/747,110, зарегистрированная 10 мая 2007 г., под названием "Well Prog Execution Facilitation System and Method”;
патентная заявка США № 11/847048, зарегистрированная 29 августа 2007 г., под названием "Real Time Well Data Alerts”;
патентная заявка США № 11/859378, зарегистрированная 21 сентября 2007 г., под названием “Directional Drilling Control”;
предварительная патентная заявка США No. 60/985869, зарегистрированная 6 ноября 2007 г., под названием “ΔT-Based Drilling Operations”.
Полное содержание каждого из вышеупомянутых документов включено в настоящую заявку путем ссылки. Интерфейс 100 оператора можно также реализовать в виде ряда инструкций, записанных на машиночитаемый носитель, таких как описанные в одной или нескольких из данных ссылок.
Интерфейс 100 оператора использует инженер по наклонно-направленному бурению при бурении для мониторинга положения компоновки низа бурильной колонны (КНБК) в трехмерном пространстве. Система управления или компьютер, приводящий в действие один или несколько других интерфейсов оператора во время операции бурения, может быть выполнен для создания отображения также на интерфейсе 100 оператора. Альтернативно, интерфейс 100 оператора может приводить в действие или отображение может создавать на нем отдельная система управления или компьютер и интерфейс может отображаться не на компьютерном дисплее (мониторе), отображающем остальные операции бурения.
Система управления или компьютер, приводящий в действие интерфейс 100 оператора, включает в себя канал данных «наблюдений» или другой канал передачи данных, или, иначе, включает в себя устройство, выполненное с возможностью приема и/или считывания данных, передаваемых с КНБК от датчиков, компоновки измерений во время бурения, и/или другого средства измерений параметров бурения, где такую передачу данных можно осуществлять по протоколу обмена данными с буровой, на языке указанного протокола, и/или другого протокола обмена данными. Такие электронные данные могут включать в себя среди прочего данные гравитационной ориентации торца долота, данные магнитной ориентации торца долота, данные ориентации по азимуту измерений во время бурения и/или данные ориентации по углу наклона измерений во время бурения. В являющемся примером варианте осуществления электронные данные включают в себя данные магнитной ориентации торца долота, когда ориентация торца долота менее около 7° относительно вертикали, и альтернативно, включают в себя гравитационную ориентацию торца долота, когда ориентация торца долота более около 7° относительно вертикали. В других вариантах осуществления, вместе с тем, электронные данные могут включать в себя как данные гравитационной, так и данные магнитной ориентации торца долота. Данные ориентации по азимуту измерений во время бурения можно связывать с азимутальным направлением удаленного конца бурильной колонны относительно северного магнитного полюса и/или другой заданной ориентацией. Данные ориентации по углу наклона можно связывать с углом наклона дальнего конца бурильной колонны относительно вертикали.
Как показано на фиг. 1, интерфейс 100 оператора можно изобразить, по существу, напоминающим по форме циферблат или мишень с множеством концентрических вложенных одно в другое колец 105. Данные магнитной ориентации торца долота представлены на интерфейсе 100 оператора символами 110 и данные гравитационной ориентации торца долота представлены символами 115. Интерфейс 100 оператора также включает в себя символы 120, представляющие положение ведущего переводника. В являющемся примером варианте осуществления, показанном на фиг. 1, символы 110 данных магнитного положения торца долота являются круглыми, символы 115 данных гравитационного положения торца долота являются квадратными и символы 120 данных положения ведущего переводника являются треугольными, таким образом, выделены различные типы данных. Конечно, другие формы или другие инструменты визуализации можно использовать в объеме настоящего изобретения. Символы 110, 115, 120 можно также или альтернативно различать по цвету, размеру, яркости, степени яркости и/или другим графическим средством.
Символы 110, 115, 120 могут указывать только самые последние измерения положений торца долота (символы 110, 115) и положений ведущего переводника (символ 120). Вместе с тем, как и в являющемся примером варианте осуществления, показанном на фиг. 1, интерфейс 100 оператора может включать в себя статистическое представление измерений положений торца долота и положений ведущего переводника, отображающее последние измерения и множество предшествующих измерений. Таким образом, например, каждое кольцо 105 в интерфейсе 100 оператора может представлять последовательное приближение измерения или счет итераций, или заданный интервал времени, или иначе указывать статистическую связь между последним измерением (измерениями) и предшествующим измерением (измерениями). В являющемся примером варианте осуществления, показанном на фиг. 1, имеется пять таких колец 105 в круглой шкале (самое дальнее от центра предназначено для индикации других данных), при этом каждое кольцо 105 показывает данные измерений или итерацию обмена данных или счет итераций. Символы 110, 115 положения торца долота могут каждый включать в себя число, указывающее относительный возраст каждого измерения. В других вариантах осуществления цвет, форма и/или другая индикация может графически изображать относительный возраст измерения. Хотя это не показано на фиг. 1, данную концепцию можно также использовать для статистического изображения данных положения ведущего переводника.
Интерфейс 100 оператора может также включать в себя перечень 125 условных обозначений данных, связывающий формы, цвета и/или другие параметры символов 110, 115, 120 для соответствующих данных, представленных символами. Интерфейс 100 оператора может также включать текстовой и/или другого типа индикатор 130 текущей настройки режима индикации по торцу долота. Например, индикация по торцу долота может быть настроена на режим отображения только данных гравитационного положения торца долота, только данных магнитного положения торца долота или их комбинации (возможно на основе текущего наклона торца долота и/или конца бурильной колонны). Индикатор 130 может также указывать текущее время системы. Индикатор 130 может также идентифицировать вторичный канал или параметр, мониторинг которого выполняют или, иначе, отображают посредством интерфейса 100 оператора. Например, в являющемся примером варианте осуществления, показанном на фиг. 1, индикатор 130 указывает, что комбинированный ("Combo") режим индикации по торцу долота в настоящее время выбран пользователем, что мониторинг глубины долота выполняют на вторичном канале и что текущее время в системе 13:09:04.
Интерфейс 100 оператора может также включать в себя текстовый и/или другой тип индикатора 135, отображающего текущую или самую последнюю ориентацию торца долота. Индикатор 135 может также отображать текущий режим измерения положения торца долота (например, гравитационный или магнитный). Индикатор 135 может также отображать время выполнения или приема последних измерений положения торца долота, а также величину любого параметра, мониторинг которого выполняют по вторичному каналу в данное время. В являющемся примером варианте осуществления, показанном на фиг. 1, последние измерения положения торца долота выполнялись датчиком гравитационного положения торца долота, который указывал, что ориентация торца долота составляла -75°, и данное измерение было выполнено в 13:00:13 по часам системы, когда последняя измеренная глубина долота составляла 1830 футов (558 м).
Интерфейс 100 оператора может также включать в себя текстовый и/или другой тип индикатора 140, отображающего текущий или самый последний наклон удаленного конца бурильной колонны. Индикатор 140 может также отображать время выполнения или приема последнего измерения наклона, а также величину любого параметра, мониторинг которого выполняют по вторичному каналу в данное время. Например, в являющемся примером варианте осуществления, показанном на фиг. 1, самый последний наклон конца бурильной колонны составлял 8°, и данное измерение выполнялось в 13:00:04 по часам системы, когда последняя измеренная глубина долота составляла 1830 футов (558 м). Интерфейс 100 оператора может также включать в себя дополнительный графический или другой тип индикатора 140a, отображающего текущий или самый последний наклон. Таким образом, например, интерфейс 100 оператора может показывать текущий или самый последний наклон, как текстовым индикатором (например, индикатором 140), так и графическим индикатором (например, индикатором 140a). В варианте осуществления, показанном на фиг. 1, графический индикатор наклона 140a представляет текущий или последний наклон изогнутой полоской, где длина полоски указывает величину наклона от вертикали.
Интерфейс 100 оператора может также включать в себя текстовый и/или другой тип индикатора 145, отображающего текущую или последнюю азимутальную ориентацию удаленного конца бурильной колонны. Индикатор 145 может также отображать время выполнения или приема последнего измерения азимута, а также величину любого параметра, мониторинг которого выполняют по второму каналу в данное время. Например, в являющемся примером варианте осуществления, показанном на фиг. 1, последний азимут конца бурильной колонны составлял 67°, и данное измерение было выполнено в 12:59:55 по часам системы, когда последняя измеренная глубина долота составляла 1830 футов (558 м). Интерфейс 100 оператора может также включать в себя дополнительный графический или другого типа индикатор 145a, отображающий текущий или последний азимут. Таким образом, например, интерфейс 100 оператора может показывать текущий или последний азимут как текстовым индикатором (например, индикатор 145), так и графическим индикатором (например, индикатором 145a). В варианте осуществления, показанном на фиг. 1, графический индикатор 145a азимута представляет текущее или последнее азимутальное измерение как изогнутую полосу, где длина полосы указывает величину отклонения азимута ориентации от истинного направления на север или некоторого другого заданного положения.
На фиг. 2 показан увеличенный вид участка интерфейса 100 оператора, показанного на фиг. 1. В вариантах осуществления, в которых интерфейс 100 оператора показан в форме циферблата или мишени, самые последние измерения положения торца долота и ведущего переводника могут являться самыми близкими к краю циферблата, а более старые отсчеты могут отступать к середине циферблата. В являющемся примером варианте осуществления, показанном на фиг. 2, последний отсчет выполнен 8 минут назад от текущего, показываемого времени системы, следующий отсчет был также принят 8 минут назад от текущего, показываемого времени системы, и самый старый отсчет был принят 9 минут назад от текущего, показываемого времени системы. Отсчеты, с возрастом в часы или секунды могут указывать продолжительность/единицу времени с "h" для часов или в таком формате, как ":25" для двадцати пяти секунд назад от текущего, показываемого времени системы.
Как также показано на фиг. 2, наведением курсора компьютерной мыши пользователя или другого графическим средством ввода пользователя на символы 110, 115, 120 положения торца долота или ведущего переводника можно показывать метку времени символа, а также вторичный индикатор (если имеется), в высвечивающемся на экране окне 150. Метка времени может зависеть от настроек устройства в фактическое время регистрации измерения. Символы 110, 115 положения торца долота могут показывать время, прошедшее от регистрации измерения сенсорным устройством (например, относительно текущего времени системы). Вторичные каналы, настроенные на отображение метки времени, могут показывать метку времени согласно устройству, регистрирующему измерение.
В варианте осуществления, показанном на фиг. 1 и 2, интерфейс 100 оператора показывает абсолютное положение ведущего переводника, привязанное к заданной ориентации. Интерфейс 100 оператора также показывает текущие и статистические данные положения торца долота, принятые от инструментов на забое скважины (например, измерения во время бурения). Интерфейс 100 оператора, другие интерфейсы оператора в объеме настоящего изобретения и/или другие инструменты в объеме настоящего изобретения могут иметь, обеспечивать и/или демонстрировать упрощенное понимание влияния реактивного крутящего момента на измерения положения торца долота, с точным мониторингом и одновременным отображением перед пользователем измерений, как положения торца долота, так и ведущего переводника.
На фиг. 3 показана блок-схема системы, включающей в себя дисплей и совместно работающих инженера по наклонно-направленному бурению бурения и компьютер. Инженер по наклонно-направленному бурению контролирует верхний привод, который может включать ведущий переводник, и КНБК с долотом и управляемым забойным двигателем с отклонителем. Бурильная колонна расположена между КНБК и верхним приводом. Инженер по наклонно-направленному бурению поддерживает связь с компьютером, имеющим запоминающее устройство и процессор, и данные, представляющие положение ведущего переводника и ориентацию торца долота, передаются от инженера по наклонно-направленному бурению на постоянной основе на компьютер. Компьютер обрабатывает данные и отображает данные на дисплее способом, рассмотренным в данном документе.
Из вышеизложенного и показанного на чертежах специалисты в данной области техники должны легко понять, что настоящее изобретение представляет способ наилучшей демонстрации взаимосвязи между ориентацией торца долота и положением ведущего переводника, и такой способ включает в себя постоянный прием электронных данных, включающих в себя данные положения ведущего переводника и, по меньшей мере, одно из следующего: данные гравитационной ориентации торца долота и данные магнитной ориентации торца долота, и отображение электронных данных на дисплее перед пользователем в хронологическом порядке, с показом данных самых последних измерений и множества предшествующих измерений. Электронные данные могут дополнительно включать в себя данные азимута, относящиеся к азимутальной ориентации бурильной колонны вблизи долота. Расстояние между долотом и датчиком (датчиками), собирающими электронные данные, предпочтительно является уменьшенным, насколько возможно, с получением, при этом, по меньшей мере, достаточно или полностью точных отсчетов, и минимальное необходимое расстояние должно быть понятным специалистам в данной области техники. Электронные данные могут дополнительно включать в себя данные наклона, относящиеся к наклону бурильной колонны вблизи долота. Данные положения ведущего переводника могут связывать ориентацию ведущего переводника, верхнего привода, ведущей бурильной трубы и/или других устройств роторного привода с торцом долота. Электронные данные могут приниматься от оборудования измерений во время бурения и/или других скважинных датчиков/ измерительного оборудования.
Способ может дополнительно включать в себя связывание электронных данных с индикаций времени на основе конкретных моментов времени выполнения измерений при выработке электронных данных. В являющемся примером варианте осуществления самые последние данные можно отображать текстом, а более старые данные можно отображать графически, предпочтительно с представлением в виде круглой шкалы или в форме мишени. В других вариантах осуществления можно использовать различные графические формы, такие как овальные, квадратные, треугольные или прямоугольные, или формы, по существу, аналогичные, но визуально отличающиеся, например, со скругленными углами, волнистыми линиями, или т.п. Вкладывание различной информации является предпочтительным. Графический дисплей может включать в себя или символы с временной зависимостью, или символы конкретных моментов времени, или другие иконки, каждая из которых может быть доступна пользователю для периодического отображения данных, связанных с данным временем (например, высвечиваемые данные). Иконки могут иметь число, текст, цвет или другую индикацию возраста относительно других иконок. Иконки можно предпочтительно ориентировать по времени, располагая самые новые на краю циферблата, а самые старые - в центре циферблата. В альтернативном варианте осуществления иконки можно ориентировать противоположно, с самыми старыми на краю циферблата и с более новой информацией - смещенными к центру циферблата. Иконки могут показывать изменения во времени от измерений, регистрируемых соответствующим сенсорным устройством, до текущего времени системы компьютера. Дисплей может также показывать текущее время системы.
Настоящим изобретением также предложено устройство, включающее в себя: устройство, приспособленное для приема электронных данных на периодической или постоянной основе, в котором электронные данные включают в себя данные положения ведущего переводника и, по меньшей мере, одно из следующего: данные гравитационной ориентации торца долота и данные магнитной ориентации торца долота, и устройство отображения электронных данных на дисплее пользователя в статистическом формате, показывающем данные выполнения самых последних измерений и множества непосредственно предшествующих измерений.
Варианты осуществления в объеме настоящего изобретения могут предлагать некоторые преимущества в отношении предшествующего уровня техники. Например, когда данные положения торца долота и ведущего переводника объединяют на одном дисплее, это может помогать пониманию оператором или другим персоналом взаимосвязи между положением торца долота и ведущего переводника. Объединение данных положения торца долота и ведущего переводника на одном дисплее может также или альтернативно содействовать пониманию взаимосвязи реактивного крутящего момента с положением торца долота и/или положением ведущего переводника. Данные преимущества можно достичь при вертикальном бурении, горизонтальном бурении, наклонно-направленном бурении и/или ремонтных операций.
Выше изложены признаки нескольких вариантов осуществления для лучшего понимания специалистом в данной области техники аспектов настоящего описания. Специалисту в данной области техники должно быть ясно, что можно просто использовать настоящее описание как основу для разработки или модернизации других способов и структур для осуществления некоторых задач и/или достижения некоторых преимуществ вариантов осуществления, представленных в данном документе. Специалисту в данной области техники следует также понимать, что такие эквивалентные конструкции не отходят от сущности и объема настоящего изобретения и возможны различные изменения, замены и альтернативы без отхода от сущности и объема настоящего изобретения.
Claims (22)
1. Способ наглядной демонстрации взаимосвязи между ориентацией торца долота и положением ведущего переводника, содержащий следующие этапы:
управление работой бурильного устройства, содержащего долото с управляемым забойным двигателем с отклонителем и верхним приводом, управление управляемым забойным двигателем и долотом верхним приводом;
постоянный прием электронных данных, включающих в себя данные положения ведущего переводника и, по меньшей мере, одно из следующего: данные гравитационной ориентации торца долота и данные магнитной ориентации торца долота; и
отображение электронных данных на видимом пользователю дисплее в хронологическом порядке, показывающем данные выполнения последних измерений и множества непосредственно предшествующих измерений.
управление работой бурильного устройства, содержащего долото с управляемым забойным двигателем с отклонителем и верхним приводом, управление управляемым забойным двигателем и долотом верхним приводом;
постоянный прием электронных данных, включающих в себя данные положения ведущего переводника и, по меньшей мере, одно из следующего: данные гравитационной ориентации торца долота и данные магнитной ориентации торца долота; и
отображение электронных данных на видимом пользователю дисплее в хронологическом порядке, показывающем данные выполнения последних измерений и множества непосредственно предшествующих измерений.
2. Способ по п.1, в котором электронные данные также содержат данные измерений во время бурения азимута, относящиеся к азимуту ориентациии бурильной колонны вблизи долота.
3. Способ по п.1 или 2, в котором электронные данные дополнительно содержат данные измерений во время бурения наклона, относящиеся к наклону бурильной колонны вблизи долота.
4. Способ по п.1 или 2, в котором данные положения ведущего переводника могут связывать ориентацию ведущего переводника, верхнего привода, ведущей бурильной трубы и/или другого роторного приводного устройства с положением торца долота, при этом прием электронных данных содержит прием электронных данных от находящегося на забое скважины датчика/измерительного устройства, и отображение электронных данных содержит текстовое отображение самых последних данных, графическое отображение более старых данных или любую их комбинацию.
5. Способ по п.1 или 2, дополнительно содержащий связь электронных данных с индикацией времени на основе конкретных моментов времени выполнения измерений выходных электронных данных.
6. Способ по п.5, в котором графическое отображение более старых данных включает в себя графическое отображение данных в виде мишени и включает в себя отображение иконок, зависимых по времени, или иконок конкретных моментов времени, каждая из которых доступна пользователю для периодического отображения данных, связанных с данным временем, или их комбинации.
7. Способ по п.6, в котором каждая иконка содержит, по меньшей мере, одно из следующего число, текст, цвет или другую индикацию возраста относительно других иконок, при этом иконки расположены на дисплее по времени с относительно более новыми, расположенными относительно ближе к краю мишени, и относительно более старыми, расположенными относительно ближе к центру круглой шкалы, или их комбинацией, при этом иконки показывают изменения времени от измерения, регистрируемого соответствующим сенсорным устройством, по меньшей мере, на одном из следующего: компоновке низа бурильной колонны, верхнем приводе до текущего времени компьютерной системы или их комбинации.
8. Буровое устройство, содержащее бурильное средство, содержащее компоновку низа бурильной колонны и верхний привод, при этом компоновка низа бурильной колонны содержит долото с управляемым забойным двигателем с отклонителем и верхним приводом, выполненным с возможностью управления компоновкой низа бурильной колонны, и связанный с бурильным средством интерфейс оператора, приспособленный для обеспечения мониторинга оператором взаимосвязи между ориентацией торца долота и положения ведущего переводника бурильного устройства во время операции бурения, графический указатель в виде мишени, содержащей множество вложенных колец, показывающих в хронологическом порядке последние измерения и множество непосредственно предшествующих измерений, причем кольца имеют уровни, показывающие время или приращения измерений, данные, указывающие самую последнюю ориентацию торца долота, представленные на центральном участке графического указателя в виде мишени, множество иконок данных положения ведущего переводника, расположенных в хронологическом порядке на графическом указателе в виде мишени, причем каждая из множества иконок с данными положения ведущего переводника расположена на разных уровнях во вложенных друг в друга кольцах, и иконки с относительно более новыми данными положения ведущего переводника расположены ближе к внешнему краю графического указателя в виде мишени, а иконки с относительно менее новыми данными положения ведущего переводника расположены ближе к центру графического указателя в виде мишени, множество иконок данных ориентации торца долота, расположенных в хронологическом порядке на графическом указателе в виде мишени, причем каждая из множества иконок с данными ориентации торца долота расположена на разных уровнях во вложенных друг в друга кольцах, и иконки с относительно более новыми данными ориентации торца долота расположены ближе к внешнему краю графического указателя в виде мишени, и иконки с относительно менее новыми данными ориентации торца долота расположены ближе к центру графического указателя в виде мишени.
9. Устройство по п.8, в котором графический указатель является представлением времени в виде мишени, или каждый набор первых и вторых информационных иконок содержит индикацию времени на основе конкретных моментов времени выполнения измерений выходных электронных данных или имеется их комбинация.
10. Устройство по п.8, включающее в себя текстовое отображение относительно более новых данных и отображение на графическом указателе относительно менее новых данных.
11. Устройство по п.8, в котором непосредственно предшествующие измерения содержат иконки, зависимые от времени, или иконки конкретных моментов времени.
12. Устройство по п.11, в котором каждая иконка содержит, по меньшей мере, одно из следующего: число, текст, цвет или другую индикацию возраста относительно других иконок, при этом иконки располагаются по времени, относительно более новые ближе к краю мишени и относительно более старые ближе к центру мишени, при этом иконки показывают разницу во времени между временем регистрации измерения соответствующим сенсорным устройством и текущим временем компьютерной системы.
13. Устройство для ручного управления во время операции бурения мониторингом взаимосвязи между ориентацией торца долота и положением ведущего переводника, содержащее бурильное средство, содержащее долото с управляемым забойным двигателем с отклонителем и верхним приводом, приспособленным для управления долотом во время операции бурения, приемное средство для постоянного приема электронных данных, включающих в себя данные положения ведущего переводника и, по меньшей мере, данные гравитационной ориентации торца долота или данные магнитной ориентации торца долота, и отображающее средство для отображения электронных данных на дисплее пользователя в хронологическом порядке, показывающем данные выполнения последних измерений и множества непосредственно предшествующих измерений.
14. Устройство по п.13, в котором графический указатель является представлением времени в виде мишени, или каждый набор первых и вторых информационных иконок содержит индикацию времени на основе конкретных моментов времени выполнения измерений выходных электронных данных или имеется их комбинация.
15. Устройство по п.13, в котором непосредственно предшествующие измерения содержат иконки, зависимые от времени, или иконки конкретных моментов времени.
16. Устройство по п.15, в котором каждая иконка содержит, по меньшей мере, одно из следующего: число, текст, цвет, или другую индикацию возраста относительно других иконок, при этом иконки располагаются по времени, относительно более новые ближе к краю мишени и относительно более старые ближе к центру мишени, при этом иконки показывают разницу во времени между временем регистрации измерения соответствующим сенсорным устройством и текущим временем компьютерной системы.
17. Буровое устройство, содержащее бурильное средство, содержащее компоновку низа бурильной колонны и верхний привод, причем компоновка низа бурильной колонны содержит долото с управляемым забойным двигателем с отклонителем и верхним приводом, выполненным с возможностью управления компоновкой низа бурильной колонны, и связанный с бурильным средством интерфейс оператора для мониторинга взаимосвязи между ориентацией торца долота и положением ведущего переводника бурильного средства во время операции бурения, содержащий графический указатель, показывающий в хронологическом порядке последние измерения и множество непосредственно предшествующих измерений, набор первых информационных иконок, представляющих данные положения ведущего переводника в хронологическом порядке и перекрывающих графический указатель, и набор вторых информационных иконок, представляющих, по меньшей мере, данные гравитационной ориентации торца долота или данные магнитной ориентации торца долота в хронологическом порядке и перекрывающих графический указатель.
18. Устройство по п.17, в котором графический указатель является представлением времени в виде мишени, или каждый набор первых и вторых информационных иконок содержит индикацию времени на основе конкретных моментов времени выполнения измерений выходных электронных данных или имеется их комбинация.
19. Устройство по п.17, в котором непосредственно предшествующие измерения содержат иконки, зависимые от времени, или иконки конкретных моментов времени.
20. Устройство по п.19, в котором каждая иконка содержит, по меньшей мере, одно из следующего: число, текст, цвет или другую индикацию возраста относительно других иконок, при этом иконки располагаются по времени, относительно более новые ближе к краю мишени и относительно более старые ближе к центру мишени, при этом иконки показывают разницу во времени между временем регистрации измерения соответствующим сенсорным устройством и текущим временем компьютерной системы.
21. Устройство по п.17, содержащее перечень условных обозначений данных, идентифицирующий данные, представленные первой и второй информационными иконками, или включающее в себя наклон и азимут управляемого забойного двигателя и долота, или содержащее глубину компоновки низа бурильной колонны, или графический дисплей имеет форму в виде мишени из множества вложенных друг в друга колец, и текущая ориентация торца долота отображается в центре формы в виде мишени, или имеется их комбинация.
22. Машиночитаемый носитель, совместимый с процессором, для графического отображения взаимосвязи между ориентацией торца долота и положением ведущего переводника бурильного устройства, содержащий компонент запоминающего устройства с исполнительными инструкциями, хранящимися в нем и содержащими инструкции по постоянному приему электронных данных от бурильного устройства, содержащего верхний привод с ведущим переводником и компоновку низа бурильной колонны с отклонителем, при этом электронные данные включают в себя данные положения ведущего переводника и, по меньшей мере, данные гравитационной ориентации торца долота или данные магнитной ориентации торца долота, и инструкции для графического отображения части электронных данных на дисплее пользователя в хронологическом порядке, показывающем данные выполнения новых измерений и множества непосредственно предшествующих измерений.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US1609307P | 2007-12-21 | 2007-12-21 | |
| US61/016,093 | 2007-12-21 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2439315C1 true RU2439315C1 (ru) | 2012-01-10 |
Family
ID=40405081
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010130551/03A RU2439315C1 (ru) | 2007-12-21 | 2008-12-19 | Интегрированное отображение положения ведущего переводника и ориентации торца долота |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7802634B2 (ru) |
| CA (1) | CA2702968C (ru) |
| RU (1) | RU2439315C1 (ru) |
| WO (1) | WO2009086094A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9946445B2 (en) | 2012-08-10 | 2018-04-17 | Landmark Graphics Corporation | Navigating to failures in drilling system displays |
Families Citing this family (55)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8672055B2 (en) * | 2006-12-07 | 2014-03-18 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Automated directional drilling apparatus and methods |
| WO2008070829A2 (en) * | 2006-12-07 | 2008-06-12 | Nabors Global Holdings Ltd. | Automated mse-based drilling apparatus and methods |
| US7823655B2 (en) * | 2007-09-21 | 2010-11-02 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Directional drilling control |
| US11725494B2 (en) | 2006-12-07 | 2023-08-15 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Method and apparatus for automatically modifying a drilling path in response to a reversal of a predicted trend |
| CN102131456B (zh) * | 2008-08-28 | 2017-04-12 | 皇家飞利浦电子股份有限公司 | 用于提供数据龄期的可视化的方法 |
| US7784565B2 (en) * | 2008-09-17 | 2010-08-31 | National Oilwell Varco, L.P. | Top drive systems with main shaft deflecting sensing |
| US8528663B2 (en) * | 2008-12-19 | 2013-09-10 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Apparatus and methods for guiding toolface orientation |
| US8510081B2 (en) * | 2009-02-20 | 2013-08-13 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Drilling scorecard |
| US9359881B2 (en) | 2011-12-08 | 2016-06-07 | Marathon Oil Company | Processes and systems for drilling a borehole |
| US8596385B2 (en) | 2011-12-22 | 2013-12-03 | Hunt Advanced Drilling Technologies, L.L.C. | System and method for determining incremental progression between survey points while drilling |
| 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 |
| US11085283B2 (en) | 2011-12-22 | 2021-08-10 | Motive Drilling Technologies, Inc. | System and method for surface steerable drilling using tactical tracking |
| US8210283B1 (en) | 2011-12-22 | 2012-07-03 | Hunt Energy Enterprises, L.L.C. | System and method for surface steerable drilling |
| US9540879B2 (en) * | 2012-01-05 | 2017-01-10 | Merlin Technology, Inc. | Directional drilling target steering apparatus and method |
| US9191266B2 (en) | 2012-03-23 | 2015-11-17 | Petrolink International | System and method for storing and retrieving channel data |
| US9982532B2 (en) | 2012-05-09 | 2018-05-29 | Hunt Energy Enterprises, L.L.C. | System and method for controlling linear movement using a tapered MR valve |
| US9512707B1 (en) | 2012-06-15 | 2016-12-06 | Petrolink International | Cross-plot engineering system and method |
| US9518459B1 (en) | 2012-06-15 | 2016-12-13 | Petrolink International | Logging and correlation prediction plot in real-time |
| US9290995B2 (en) | 2012-12-07 | 2016-03-22 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Drill string oscillation methods |
| EP2976496B1 (en) | 2013-03-20 | 2017-06-28 | Schlumberger Technology B.V. | Drilling system control |
| US9650880B2 (en) | 2013-04-12 | 2017-05-16 | Tesco Corporation | Waveform anti-stick slip system and method |
| US20150014056A1 (en) * | 2013-07-15 | 2015-01-15 | Ryan Directional Services | Dynamic response apparatus and methods triggered by conditions |
| US10428647B1 (en) | 2013-09-04 | 2019-10-01 | Petrolink International Ltd. | Systems and methods for real-time well surveillance |
| US10590761B1 (en) | 2013-09-04 | 2020-03-17 | Petrolink International Ltd. | Systems and methods for real-time well surveillance |
| US10883356B2 (en) | 2014-04-17 | 2021-01-05 | Schlumberger Technology Corporation | Automated sliding drilling |
| US10577864B2 (en) | 2014-06-24 | 2020-03-03 | Iggillis Holdings Inc. | Method and system for drilling a borehole |
| US11106185B2 (en) | 2014-06-25 | 2021-08-31 | Motive Drilling Technologies, Inc. | System and method for surface steerable drilling to provide formation mechanical analysis |
| US9890633B2 (en) | 2014-10-20 | 2018-02-13 | Hunt Energy Enterprises, Llc | System and method for dual telemetry acoustic noise reduction |
| US10094209B2 (en) | 2014-11-26 | 2018-10-09 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Drill pipe oscillation regime for slide drilling |
| US9945222B2 (en) * | 2014-12-09 | 2018-04-17 | Schlumberger Technology Corporation | Closed loop control of drilling curvature |
| US9784035B2 (en) | 2015-02-17 | 2017-10-10 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Drill pipe oscillation regime and torque controller for slide drilling |
| US10550642B2 (en) | 2015-12-15 | 2020-02-04 | Schlumberger Technology Corporation | Well construction display |
| US10672154B2 (en) | 2016-02-24 | 2020-06-02 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | 3D toolface wellbore steering visualization |
| US11933158B2 (en) | 2016-09-02 | 2024-03-19 | Motive Drilling Technologies, Inc. | System and method for mag ranging drilling control |
| US10378282B2 (en) | 2017-03-10 | 2019-08-13 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Dynamic friction drill string oscillation systems and methods |
| US10364666B2 (en) | 2017-05-09 | 2019-07-30 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Optimized directional drilling using MWD data |
| US10781684B2 (en) | 2017-05-24 | 2020-09-22 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Automated directional steering systems and methods |
| US10830033B2 (en) | 2017-08-10 | 2020-11-10 | Motive Drilling Technologies, Inc. | Apparatus and methods for uninterrupted drilling |
| EP3665355A4 (en) | 2017-08-10 | 2021-05-19 | Motive Drilling Technologies, Inc. | AUTOMATIC SLIDE DRILLING APPARATUS AND METHODS |
| RU2020112485A (ru) | 2017-09-05 | 2021-10-06 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Управление вращением бурильной колонны |
| US10782197B2 (en) | 2017-12-19 | 2020-09-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method for measuring surface torque oscillation performance index |
| WO2019147689A1 (en) | 2018-01-23 | 2019-08-01 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of evaluating drilling performance, methods of improving drilling performance, and related systems for drilling using such methods |
| US10760417B2 (en) | 2018-01-30 | 2020-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for surface management of drill-string rotation for whirl reduction |
| US11624666B2 (en) | 2018-06-01 | 2023-04-11 | Schlumberger Technology Corporation | Estimating downhole RPM oscillations |
| US11098535B2 (en) | 2018-07-23 | 2021-08-24 | Helmerich & Payne, Inc. | Systems and methods for tubular element handling |
| US10808517B2 (en) | 2018-12-17 | 2020-10-20 | Baker Hughes Holdings Llc | Earth-boring systems and methods for controlling earth-boring systems |
| WO2020163372A1 (en) | 2019-02-05 | 2020-08-13 | Motive Drilling Technologies, Inc. | Downhole display |
| US11466556B2 (en) | 2019-05-17 | 2022-10-11 | Helmerich & Payne, Inc. | Stall detection and recovery for mud motors |
| US11808133B2 (en) | 2019-05-28 | 2023-11-07 | Schlumberger Technology Corporation | Slide drilling |
| US11396801B2 (en) | 2019-09-12 | 2022-07-26 | Schlumberger Technology Corporation | Displaying steering response with uncertainty in a heat map ellipse |
| US11916507B2 (en) | 2020-03-03 | 2024-02-27 | Schlumberger Technology Corporation | Motor angular position control |
| US11933156B2 (en) | 2020-04-28 | 2024-03-19 | Schlumberger Technology Corporation | Controller augmenting existing control system |
| US11352871B2 (en) | 2020-05-11 | 2022-06-07 | Schlumberger Technology Corporation | Slide drilling overshot control |
| US11814943B2 (en) | 2020-12-04 | 2023-11-14 | Schlumberger Technoloyg Corporation | Slide drilling control based on top drive torque and rotational distance |
| US11885212B2 (en) | 2021-07-16 | 2024-01-30 | Helmerich & Payne Technologies, Llc | Apparatus and methods for controlling drilling |
Family Cites Families (48)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1891329A (en) | 1932-02-23 | 1932-12-20 | Nat Oil Drill Corp | Braking mechanism for rotary oil well drilling apparatus |
| US2005889A (en) | 1932-11-12 | 1935-06-25 | Westinghouse Electric & Mfg Co | Automatic drilling system for rotary drilling equipment |
| US2724574A (en) | 1952-01-29 | 1955-11-22 | Exxon Research Engineering Co | Hydraulic standoff control for pellet impact drilling |
| US3265359A (en) | 1962-06-07 | 1966-08-09 | J E Bowden | Automatic tension control systems for oil well drill lines |
| US3223183A (en) | 1963-08-07 | 1965-12-14 | Justin A Varney | Well drilling apparatus |
| US3407886A (en) | 1965-09-23 | 1968-10-29 | Sun Oil Co | Apparatus for wellbore telemetering |
| US3550697A (en) | 1966-04-27 | 1970-12-29 | Henry Hobhouse | Drilling condition responsive drive control |
| US4492276A (en) | 1982-11-17 | 1985-01-08 | Shell Oil Company | Down-hole drilling motor and method for directional drilling of boreholes |
| US4535972A (en) | 1983-11-09 | 1985-08-20 | Standard Oil Co. (Indiana) | System to control the vertical movement of a drillstring |
| US4662608A (en) | 1984-09-24 | 1987-05-05 | Ball John W | Automatic drilling control system |
| US4854397A (en) | 1988-09-15 | 1989-08-08 | Amoco Corporation | System for directional drilling and related method of use |
| GB2228326B (en) | 1988-12-03 | 1993-02-24 | Anadrill Int Sa | Method for determining the instantaneous rotation speed of a drill string |
| DE69031310D1 (de) | 1990-07-10 | 1997-09-25 | Schlumberger Services Petrol | Verfahren und Vorrichtung zum Bestimmen des über Tage auf ein Bohrgestänge aufgetragenen Drehmoments |
| US5103919A (en) * | 1990-10-04 | 1992-04-14 | Amoco Corporation | Method of determining the rotational orientation of a downhole tool |
| AU1321892A (en) | 1991-12-09 | 1993-07-19 | Bob J. Patton | System for controlled drilling of boreholes along planned profile |
| NO306522B1 (no) | 1992-01-21 | 1999-11-15 | Anadrill Int Sa | Fremgangsmaate for akustisk overföring av maalesignaler ved maaling under boring |
| GB2264562B (en) | 1992-02-22 | 1995-03-22 | Anadrill Int Sa | Determination of drill bit rate of penetration from surface measurements |
| US5474142A (en) | 1993-04-19 | 1995-12-12 | Bowden; Bobbie J. | Automatic drilling system |
| US5358059A (en) | 1993-09-27 | 1994-10-25 | Ho Hwa Shan | Apparatus and method for the dynamic measurement of a drill string employed in drilling |
| US5390748A (en) | 1993-11-10 | 1995-02-21 | Goldman; William A. | Method and apparatus for drilling optimum subterranean well boreholes |
| US5713422A (en) | 1994-02-28 | 1998-02-03 | Dhindsa; Jasbir S. | Apparatus and method for drilling boreholes |
| US5842149A (en) | 1996-10-22 | 1998-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop drilling system |
| FR2734315B1 (fr) | 1995-05-15 | 1997-07-04 | Inst Francais Du Petrole | Methode de determination des conditions de forage comportant un modele de foration |
| US5738178A (en) | 1995-11-17 | 1998-04-14 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for navigational drilling with a downhole motor employing independent drill string and bottomhole assembly rotary orientation and rotation |
| US6612382B2 (en) | 1996-03-25 | 2003-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Iterative drilling simulation process for enhanced economic decision making |
| US7032689B2 (en) | 1996-03-25 | 2006-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for predicting performance of a drilling system of a given formation |
| GB9620679D0 (en) | 1996-10-04 | 1996-11-20 | Halliburton Co | Method and apparatus for sensing and displaying torsional vibration |
| US6050348A (en) | 1997-06-17 | 2000-04-18 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Drilling method and apparatus |
| US6026912A (en) | 1998-04-02 | 2000-02-22 | Noble Drilling Services, Inc. | Method of and system for optimizing rate of penetration in drilling operations |
| US6092610A (en) | 1998-02-05 | 2000-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Actively controlled rotary steerable system and method for drilling wells |
| US6029951A (en) | 1998-07-24 | 2000-02-29 | Varco International, Inc. | Control system for drawworks operations |
| AU2001236449A1 (en) | 2000-01-12 | 2001-07-24 | The Charles Machine Works, Inc. | System for automatically drilling and backreaming boreholes |
| US6405808B1 (en) | 2000-03-30 | 2002-06-18 | Schlumberger Technology Corporation | Method for increasing the efficiency of drilling a wellbore, improving the accuracy of its borehole trajectory and reducing the corresponding computed ellise of uncertainty |
| US6382331B1 (en) | 2000-04-17 | 2002-05-07 | Noble Drilling Services, Inc. | Method of and system for optimizing rate of penetration based upon control variable correlation |
| US20020104685A1 (en) | 2000-11-21 | 2002-08-08 | Pinckard Mitchell D. | Method of and system for controlling directional drilling |
| US6523623B1 (en) | 2001-05-30 | 2003-02-25 | Validus International Company, Llc | Method and apparatus for determining drilling paths to directional targets |
| US7000710B1 (en) | 2002-04-01 | 2006-02-21 | The Charles Machine Works, Inc. | Automatic path generation and correction system |
| US6892812B2 (en) | 2002-05-21 | 2005-05-17 | Noble Drilling Services Inc. | Automated method and system for determining the state of well operations and performing process evaluation |
| US6820702B2 (en) | 2002-08-27 | 2004-11-23 | Noble Drilling Services Inc. | Automated method and system for recognizing well control events |
| AU2002953435A0 (en) * | 2002-12-18 | 2003-01-09 | Cmte Development Limited | Drilling head position display |
| US6802378B2 (en) * | 2002-12-19 | 2004-10-12 | Noble Engineering And Development, Ltd. | Method of and apparatus for directional drilling |
| US7059427B2 (en) | 2003-04-01 | 2006-06-13 | Noble Drilling Services Inc. | Automatic drilling system |
| US7096979B2 (en) | 2003-05-10 | 2006-08-29 | Noble Drilling Services Inc. | Continuous on-bottom directional drilling method and system |
| CA2584068C (en) | 2004-10-22 | 2011-05-10 | Baker Hughes Incorporated | Magnetic measurements while rotating |
| US7404454B2 (en) | 2006-05-05 | 2008-07-29 | Varco I/P, Inc. | Bit face orientation control in drilling operations |
| US7823655B2 (en) | 2007-09-21 | 2010-11-02 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Directional drilling control |
| WO2008070829A2 (en) | 2006-12-07 | 2008-06-12 | Nabors Global Holdings Ltd. | Automated mse-based drilling apparatus and methods |
| US8672055B2 (en) | 2006-12-07 | 2014-03-18 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Automated directional drilling apparatus and methods |
-
2008
- 2008-12-19 CA CA2702968A patent/CA2702968C/en active Active
- 2008-12-19 US US12/339,350 patent/US7802634B2/en active Active
- 2008-12-19 RU RU2010130551/03A patent/RU2439315C1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-12-19 WO PCT/US2008/087667 patent/WO2009086094A1/en active Application Filing
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9946445B2 (en) | 2012-08-10 | 2018-04-17 | Landmark Graphics Corporation | Navigating to failures in drilling system displays |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2702968C (en) | 2014-09-16 |
| WO2009086094A1 (en) | 2009-07-09 |
| US7802634B2 (en) | 2010-09-28 |
| CA2702968A1 (en) | 2009-07-09 |
| US20090159336A1 (en) | 2009-06-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2439315C1 (ru) | Интегрированное отображение положения ведущего переводника и ориентации торца долота | |
| RU2496004C2 (ru) | Оценочный лист бурения | |
| US8528663B2 (en) | Apparatus and methods for guiding toolface orientation | |
| US10672154B2 (en) | 3D toolface wellbore steering visualization | |
| USRE47105E1 (en) | Method and apparatus for directional drilling | |
| US11473417B2 (en) | Downhole 3D geo steering viewer for a drilling apparatus | |
| CN105339579B (zh) | 用于控制冲击式钻凿过程的布置 | |
| US10794169B2 (en) | Systems, devices, and methods for generating drilling windows | |
| US11136882B2 (en) | Automated drilling instructions for steerable drilling systems | |
| US10472955B2 (en) | Method of providing continuous survey data while drilling | |
| Biscaro et al. | New rotary steerable drilling system delivers extensive formation evaluation for high build rate wells | |
| US11859487B2 (en) | Devices, systems and methods to calculate slide stability | |
| US20020078745A1 (en) | Detector assemblies and methods | |
| US10502043B2 (en) | Methods and devices to perform offset surveys | |
| US11512577B2 (en) | Steerable drilling bi-directional communications system and methods | |
| CN112004989B (zh) | 用于显示钻地工具的可靠性的钻地工具监测系统及相关方法 | |
| JP2018021358A (ja) | 杭の杭孔施工方法、杭孔施工システム及び掘削ロッド | |
| JPH08312283A (ja) | ボーリング孔掘削管理装置 | |
| Buker | Phoenix Well Director Rotary Steerable Tool Technology |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191220 |