RU67635U1 - Автоматизированная система управления проводкой наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин - "траектория" - Google Patents
Автоматизированная система управления проводкой наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин - "траектория" Download PDFInfo
- Publication number
- RU67635U1 RU67635U1 RU2007118241/22U RU2007118241U RU67635U1 RU 67635 U1 RU67635 U1 RU 67635U1 RU 2007118241/22 U RU2007118241/22 U RU 2007118241/22U RU 2007118241 U RU2007118241 U RU 2007118241U RU 67635 U1 RU67635 U1 RU 67635U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- downhole
- drilling
- motor
- diverter
- trajectory
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Заявляемая автоматизированная система управления проводкой наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин - «Траектория относится к буровой технике, в частности к устройствам для проводки глубоких наклонных и горизонтальных скважин по проектному профилю. Технический результат полезной модели заключается в повышении точности проводки скважины по намеченной траектории за счет обеспечения надежности и результативности автоматического управления с обеспечением полной автоматизации процесса направленного бурения. Технический результат достигается за счет того, что автоматизированная система управления проводкой наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин - «Траектория», включающая колонну бурильных труб, забойный двигатель-отклонитель, забойную телесистему для измерения забойных пространственных, технологических и геофизических параметров соединенную каналом связи с приемно-передающей аппаратурой, содержащей систему обработки информации и программу управления исполнительными механизмами, снабжена установленным над телесистемой забойным ориентатором и размещенным под колонной бурильных труб гидравлическим нагружателем долота, при этом забойный двигатель-отклонитель имеет механизм изменения угла изгиба секций в забойных условиях, а программа управления исполнительными механизмами содержит программный модуль управления забойным ориентатором и механизмом изменения угла изгиба секций забойного двигателя-отклонителя, причем канал связи выполнен в виде соединенной с приводами забойных исполнительных механизмов забойного двигателя-отклонителя, забойного ориентатора и гидравлического нагружателя долота электропроводящей системы, состоящей из электропроводящих секций, установленных в полости бурильной колонны, и расположенного над ведущей трубой токосъемника; в качестве забойного двигателя-отклонителя используют электробур. 1 н.п.ф., 1 з.п.ф., 1 илл.
Description
Предлагаемая полезная модель относится к буровой технике, в частности к устройствам для проводки глубоких наклонных и горизонтальных скважин по проектному профилю.
Известна телеметрическая система контроля навигационных параметров нефтяных и газовых скважин, включающая выполненный из нескольких преобразователей наземный вычислитель, который связан каротажным кабелем со скважинным прибором, содержащим измерительные датчики, выполненные в виде акселерометров и феррозонтов (см, например, патент РФ №2110684, кл. Е21В 47/12, 1997 г.).
Недостатком системы является трудность осуществления обмена информации между глубинными приборами и наземной частью, что снижает ее надежность.
Наиболее близким по технической сущности решением является аппаратно-программный комплекс АПК "Волга", являющийся автоматизированной системой управления проводкой наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин, включающей колонну бурильных труб, забойный двигатель-отклонитель, забойную телесистему для измерения забойных пространственных, технологических и геофизических параметров соединенную каналом связи с приемно-передающей аппаратурой, содержащей систему обработки информации и выдачу управляющих сигналов исполнительным механизмам. (см., например, "Геонавигационное оборудование для строительства горизонтальных и пологих скважин" НТС "Вестник ассоциации буровых подрядчиков" 2003 г., №1, с.35-38)
В известном решении забойная и наземная информация обрабатывается с использованием ЭВМ, в которую заложена программа выработки решений для управления механизмами буровой установки. Обратная связь между наземной ЭВМ и телеметрической системой осуществляется путем формирования импульса давления по гидравлическому каналу связи.
Известная автоматизированная система управления проводкой наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин не обеспечивает надежную и
полную автоматизацию процесса направленного бурения из-за низкой скорости передачи информации по электромагнитному каналу связи, значительной инерционности воздействия на забойный двигатель-отклонитель приводами наземных исполнительных механизмов посредством бурильной колонны, кроме того эта система не позволяет осуществлять регулирование нагрузки на долото, ориентирование забойных устройств и управление отклонителя. Автономный источник электропитания телеметрической системы не может обеспечить достаточную мощность и длительность работы забойных управляющих механизмов. Кроме того, в известном решении отсутствует критерий надежности управления забойным двигателем-отклонителем.
Технический результат полезной модели заключается в повышении точности проводки скважины по намеченной траектории за счет обеспечения надежности и результативности автоматического управления с обеспечением полной автоматизации процесса направленного бурения.
Технический результат достигается за счет того, что автоматизированная система управления проводкой наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин - «Траектория», включающая колонну бурильных труб, забойный двигатель-отклонитель, забойную телесистему для измерения забойных пространственных, технологических и геофизических параметров, соединенную каналом связи с приемно-передающей аппаратурой, содержащей систему обработки информации и программу управления исполнительными механизмам, снабжена установленным над телесистемой забойным ориентатором и размещенным под колонной бурильных труб гидравлическим нагружателем долота, при этом забойный двигатель-отклонитель имеет механизм изменения угла изгиба секций в забойных условиях, а программа управления исполнительными механизмами содержит программный модуль управления забойным ориентатором и механизмом изменения угла изгиба секций забойного двигателя-отклонителя, причем канал связи выполнен в виде соединенной с приводами забойных исполнительных механизмов забойного двигателя-отклонителя, забойного ориентатора и гидравлического нагружателя долота электропроводящей системы, состоящей из электропроводящих секций, установленных в полости бурильной колонны, и расположенного над ведущей трубой токосъемника, кроме того, в качестве забойного двигателя-отклонителя применяют электробур.
Автоматизированная система управления проводкой наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин (далее система «Траектория») предназначена для управления механизмами буровой установки и забойными механизмами в процессе бурения наклонных и горизонтальных скважин.
Система «Траектория» включает забойный двигатель-отклонитель 1, забойный ориентатор 2, забойную телесистему 3, гидравлический нагружатель 4 долота, электрический канал связи, встроенный в бурильную колонну 5, систему контроля наземных параметров бурения (СНК), систему технических и программных средств управления исполнительными механизмами буровой установки (СУИМ) - лебедкой 6, буровым насосом 7 и ротором 8.
Забойный двигатель-отклонитель 1 снабжен механизмом изменения угла изгиба секций в забойных условиях.
Электрический канал связи выполнен в виде установленной в каждой бурильной трубе 5 и в ведущей трубе 9, входящих в комплект бурильной колонны 5, электропроводящих секций 10 и расположенного непосредственно над ведущей трубой 9 токосъемника 11.
Забойная телесистема 3 измеряет и передает по электрическому каналу связи следующие параметры: зенитный угол и азимут ствола скважины, угол установки и азимут забойного двигателя-отклонителя 1, геофизические параметры горных пород, температуру внутри забойной телесистемы 3, осевую нагрузку на долото, крутящий момент, частоту вращения вала забойного двигателя-отклонителя 1, внутритрубное и затрубное давление бурового раствора, положение забойного ориентатора 2 и привода гидравлического нагружателя 4.
Система контроля наземных параметров бурения (СНК) передает в ЭВМ 12 следующие параметры: вес бурильной колонны, крутящий момент на роторе 8, частоту вращения ротора 8, угол поворота ведущей трубы 9, расход бурового раствора на входе и на выходе из скважины, число двойных ходов бурового насоса 7, положение талевого блока 13, скорость перемещения колонны бурильных труб 5, глубину забоя скважины, положение долота над забоем скважины, механическую скорость бурения, время долбления, проходку на долото, уровень и скорость изменения объема бурового раствора в емкостях, плотность и температуру бурового раствора на входе и выходе из скважины, текущее время.
ЭВМ 12 содержит программное обеспечение системы управления проводкой скважины, включающее базу 14 проектных данных профиля скважины, базу 15 проектных данных режима бурения, блок 16 хранения забойных параметров бурения, блок 17 хранения наземных параметров бурения, блок 18 сравнения проектных и фактических параметров бурения, блок 19 обработки и выдачи отличительных данных, программу-подсказчик 20 выработки рекомендаций для управляющих решений, программу 21 управления забойными и наземными исполнительными механизмами, а также базу 22 дополнительных проектных сведений.
Система управления исполнительными механизмами буровой установки (СУИМ) состоит из блока 23 переключения режима управления, блока 24 автоматического управления бурением, блока памяти 25 установившегося режима бурения, блока 26 ручного управления бурением, переключателя 27 ручного и автоматического управления режимом бурения.
Информация от датчиков наземных параметров бурения поступает через блок сбора 28 в систему наземного контроля (СНК) 17.
Работа системы «Траектория» осуществляется следующим образом.
Информация от забойной телесистемы 3 по электропроводящим секциям 10, встроенным внутри каждой бурильной трубы 5 и ведущей трубы 9 бурильной колонны, через токосъемник 11 поступает в блок 16 хранения забойных параметров бурения ЭВМ 12, а информация от СНК - в блок 17 хранения наземных параметров бурения.
Проектная и текущая информация из блоков 14, 15, 16 и 17 направляется в блок 18 сравнения проектных и фактических параметров бурения.
В блоке 19 обработки и выдачи отличительных данных производится расчет отклонения фактического профиля ствола скважины от проектного, определяются курсовые углы относительно текущего и проектного круга допуска, рассчитывается траектории дальнейшего углубления скважины. При этом производится решение следующих задач:
- расчет координат траектории бурения на основании измерений зенитного угла, азимута и длины ствола скважины;
- расчет направляющих углов траектории бурения;
- сравнение забойных параметров траектории бурения с проектным профилем;
- оценка отклонения траектории бурения от проектного профиля;
- расчет траектории интервала дальнейшего углубления скважины;
- расчет технологических параметров бурения.
Результатом реализации алгоритма контроля траектории бурения является азимут положения забойного двигателя-отклонителя 1, радиус искривления ствола и интервал бурения, при которых обеспечивается реализация проектного профиля или интервала корректирования траектории бурения.
Программа-подсказчик 20 осуществляет разработку рекомендательных и обязательных вариантов управляющих решений, на основании которых программа 21 управления исполнительными механизмами производит расчет команд на механизмы управления ротором 8, лебедкой 6 и буровым насосом 7, а также забойного двигателя-отклонителя 1 и забойного ориентатора 2.
Проводка ствола скважины по проектному профилю с помощью забойного двигателя-отклонителя 1 достигается за счет его ориентации в соответствии с результатом реализации алгоритма управления и бурения скважины в режиме чередования скольжения и вращения бурильной колонны.
Управление забойным двигателем-отклонителем в основном осуществляют ротором 9 буровой установки путем поворота колонны бурильных труб 5. При определенной длине бурильной колонны управление забойным двигателем-отклонителем в целях выполнения запланированной траектории бурения с заданной точностью существенно осложняется или становится невозможным.
Поэтому основным моментом в автоматизации управления проводкой скважины является определение длины бурильной колонны, при которой необходимо изменить систему управления забойным двигателем-отклонителем 1, например, перейти с управления с помощью ротора 8 буровой установки на управление посредством забойного ориентатора 2.
Условием для определения такой критической длины бурильной колонны, т.е. такой длины, при которой возможно решение технологических задач по направленной проводке с помощью бурильной колонны, может быть максимальное отклонение угла установки забойного двигателя-отклонителя 1 от расчетного значения, при котором обеспечивается целенаправленное изменение зенитного угла и азимута ствола скважины.
Критическая (максимальная) длина (LКР) бурильной колонны при этом рассчитывается по известной формуле (НТЖ, "Нефтепромысловый инженеринг", №2, 2004 г., с.4-6):
где:
D - диаметр долота, м;
X - коэффициент сопротивления вращению долота;
GJ - жесткость бурильной колонны на кручение, Н·м2;
FОТ - отклоняющая сила на долоте, Н.
При длине бурильной колонны, равной или близкой к критическому значению, ориентирование забойного двигателя-отклонителя 1 может быть осуществлено путем изменения параметров режима бурения, например, осевой нагрузки на долото с помощью бурильной колонны или гидравлического нагружателя 4. При увеличении и уменьшении осевой нагрузки на долото изменяется соответственно реактивный момент забойного двигателя-отклонителя 1, а, следовательно, и угол закручивания бурильной колонны и положение забойного двигателя-отклонителя 1 в скважине. Однако данный способ предполагает отклонение от рационального режима бурения, что может негативно отразиться на технико-экономических показателях проводки скважины.
Забойный ориентатор 2 управления расширяет технологические возможности системы «Траектория», позволяя осуществлять ориентирование забойного двигателя-отклонителя 1 при длине бурильной колонны, превышающей критическое значение.
Использование забойного двигателя-отклонителя 1 за счет изменения темпа искривления ствола в процессе бурения позволит осуществлять проводку ствола скважины по самой сложной траектории.
При этом необходимо определить параметры забойного двигателя-отклонителя 1, при которых в реально сложившихся условиях обеспечивается расчетная траектория дальнейшего углубления ствола скважины при выполнении заданных ограничений по интенсивности зенитного и азимутального искривления ствола.
Методико-математическое обеспечение программного комплекса «Наклонно-направленное бурение» предусматривает расчет параметров забойного двигателя-отклонителя, а также КНБК.
Алгоритмы управления учитывают дополнительные сведения, поступающие из блока 22, по параметрам бурильных труб, бурового раствора,
конструкции скважины, данные по геологическому разрезу и другую необходимую информацию по данной конкретной скважине. Оператор принимает решение о запуске исполнительных механизмов приводов в режим ручного управления или автоматического управления посредством блоков 23, 24, 25 и 26.
Режим ручного управления применяется при отсутствии в программном обеспечении ЭВМ технологических решений для данного конкретного интервала бурения. После ручной установки установившегося режима бурения, оператор дает команду на полуавтоматический режим.
В зависимости от результатов выполнения программы бурения начального интервала корректирования, оператор дает команду на переход в автоматический режим. Все технологические действия заносятся в память ЭВМ для использования их в дальнейшем при аналогичных ситуациях.
При длине бурильной колонны, превышающей критическое значение, по электрическому каналу связи передаются управляющие команды к механизмам забойного ориентатора 2, в соответствии с которыми осуществляется поворот забойного двигателя-отклонителя 1 в проектном направлении.
Информация о положении забойного двигателя-отклонителя 1 поступает по электрическому каналу связи на поверхность от процессора забойной телесистемы 3. Оператор дает команду к забойной телесистеме 3 на включение забойных исполнительных механизмов. После установления необходимого режима бурения, оператор переходит последовательно на полуавтоматический и автоматический режим бурения.
Система СУИМ имеет подсистемы «Регистрация», «Визуализация», «Управление» и «Диагностика».
Подсистема «Регистрация» включают регистрацию, хранение параметров и формирование отчетной документации.
Подсистема «Визуализация» включают отображение параметров, мнемосхемы буровой установки, отображение аварийной сигнализации.
Подсистема «Управление» включают обработку информации, управления ротором, насосами и лебедкой и забойными механизмами управления.
Подсистема «Диагностика» включают контроль готовности параметров и формирование аварийных сигналов.
Система автоматизированного управления проводкой наклонных и горизонтальных скважин - «Траектория» позволит повысить качество строительства скважин, точность выполнения проектного профиля, исключить
субъективные ошибки персонала буровой установки даже при среднем уровне его квалификации, что даст существенную экономию при строительстве скважин.
Использование системы автоматизированного управления - "Траектория" в комплекте буровой установки позволит контролировать и корректировать работу бурильщика, а также осуществлять бурение скважины или выполнение определенных операций в автоматическом режиме, что может быть осуществлено на базе уже существующих технико-технологических решений.
Claims (2)
1. Автоматизированная система управления проводкой наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин, включающая колонну бурильных труб, забойный двигатель-отклонитель, забойную телесистему для измерения забойных пространственных, технологических и геофизических параметров, соединенную каналом связи с приемно-передающей аппаратурой, содержащей систему обработки информации и программу управления исполнительными механизмами, отличающаяся тем, что она снабжена установленным над телесистемой забойным ориентатором и размещенным под бурильной колонной гидравлическим нагружателем долота, при этом забойный двигатель-отклонитель имеет механизм изменения угла изгиба секций в забойных условиях, а программа управления исполнительными механизмами содержит программный модуль управления забойным ориентатором и механизмом изменения угла изгиба секций забойного двигателя-отклонителя, причем канал связи выполнен в виде соединенной с приводами забойных исполнительных механизмов забойного двигателя-отклонителя, забойного ориентатора и гидравлического нагружателя долота электропроводящей системы, состоящей из электропроводящих секций, установленных в полости бурильной колонны, и расположенного над ведущей трубой токосъемника.
2. Автоматизированная система по п.1, отличающаяся тем, что в качестве забойного двигателя-отклонителя используют электробур.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007118241/22U RU67635U1 (ru) | 2007-05-17 | 2007-05-17 | Автоматизированная система управления проводкой наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин - "траектория" |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007118241/22U RU67635U1 (ru) | 2007-05-17 | 2007-05-17 | Автоматизированная система управления проводкой наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин - "траектория" |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU67635U1 true RU67635U1 (ru) | 2007-10-27 |
Family
ID=38956186
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007118241/22U RU67635U1 (ru) | 2007-05-17 | 2007-05-17 | Автоматизированная система управления проводкой наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин - "траектория" |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU67635U1 (ru) |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2495240C1 (ru) * | 2012-05-04 | 2013-10-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") | Способ адаптивного управления процессом бурения скважин |
| RU2571457C1 (ru) * | 2011-08-03 | 2015-12-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Устройство и способ посадки скважины в целевой зоне |
| RU2595027C1 (ru) * | 2015-07-24 | 2016-08-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения скважин |
| RU2611806C1 (ru) * | 2013-03-29 | 2017-03-01 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Управление с обратной связью положением отклонителя в ходе бурения |
| RU2613688C1 (ru) * | 2013-03-28 | 2017-03-21 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Автоматическая оценка скважинного исследования |
| RU2620691C1 (ru) * | 2013-10-08 | 2017-05-29 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Комплексный прибор для управления геофизическими исследованиями скважины и планирования бурения |
| RU2642590C1 (ru) * | 2017-04-06 | 2018-01-25 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения нефтегазовых скважин по трем режимным параметрам |
| RU179962U1 (ru) * | 2018-01-11 | 2018-05-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Пермская компания нефтяного машиностроения" | Устройство для токоподвода к электробуру при бурении скважин |
| RU2678751C2 (ru) * | 2013-10-09 | 2019-01-31 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Система бурения скважины с обратной связью и замером глубины |
| RU2754819C2 (ru) * | 2020-02-11 | 2021-09-07 | Общество с ограниченной ответственностью "БИТАС" | Система контроля взаимного ориентирования стволов скважин при кустовом бурении |
| US11846173B2 (en) | 2016-06-02 | 2023-12-19 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Depth-based borehole trajectory control |
-
2007
- 2007-05-17 RU RU2007118241/22U patent/RU67635U1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2571457C1 (ru) * | 2011-08-03 | 2015-12-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Устройство и способ посадки скважины в целевой зоне |
| RU2495240C1 (ru) * | 2012-05-04 | 2013-10-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") | Способ адаптивного управления процессом бурения скважин |
| RU2613688C1 (ru) * | 2013-03-28 | 2017-03-21 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Автоматическая оценка скважинного исследования |
| US10214964B2 (en) | 2013-03-29 | 2019-02-26 | Schlumberger Technology Corporation | Closed loop control of drilling toolface |
| RU2611806C1 (ru) * | 2013-03-29 | 2017-03-01 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Управление с обратной связью положением отклонителя в ходе бурения |
| US10995552B2 (en) | 2013-03-29 | 2021-05-04 | Schlumberger Technology Corporation | Closed loop control of drilling toolface |
| RU2620691C1 (ru) * | 2013-10-08 | 2017-05-29 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Комплексный прибор для управления геофизическими исследованиями скважины и планирования бурения |
| US10337313B2 (en) | 2013-10-08 | 2019-07-02 | Halliburotn Energy Services, Inc. | Integrated well survey management and planning tool |
| RU2678751C2 (ru) * | 2013-10-09 | 2019-01-31 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Система бурения скважины с обратной связью и замером глубины |
| RU2595027C1 (ru) * | 2015-07-24 | 2016-08-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения скважин |
| US11846173B2 (en) | 2016-06-02 | 2023-12-19 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Depth-based borehole trajectory control |
| RU2642590C1 (ru) * | 2017-04-06 | 2018-01-25 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения нефтегазовых скважин по трем режимным параметрам |
| RU179962U1 (ru) * | 2018-01-11 | 2018-05-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Пермская компания нефтяного машиностроения" | Устройство для токоподвода к электробуру при бурении скважин |
| RU2754819C2 (ru) * | 2020-02-11 | 2021-09-07 | Общество с ограниченной ответственностью "БИТАС" | Система контроля взаимного ориентирования стволов скважин при кустовом бурении |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU67635U1 (ru) | Автоматизированная система управления проводкой наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин - "траектория" | |
| US11559149B2 (en) | Method and apparatus for transitioning between rotary drilling and slide drilling while maintaining a bit of a bottom hole assembly on a wellbore bottom | |
| US11105157B2 (en) | Method and system for directional drilling | |
| US10907465B2 (en) | Closed-loop drilling parameter control | |
| US7823655B2 (en) | Directional drilling control | |
| RU2642898C2 (ru) | Автоматизация бурения скважин с использованием профиля энергии и формы ствола скважины | |
| US20080314641A1 (en) | Directional Drilling System and Software Method | |
| US10989037B2 (en) | Apparatus, systems, and methods for slide drilling optimization based on stand-by-stand performance measurements | |
| WO2020055911A1 (en) | System and method for optimizing drilling with a rotary steerable system | |
| EA018610B1 (ru) | Способ и система управления направлением перемещения в системе наклонно-направленного бурения | |
| CA2440996A1 (en) | Downhole closed loop control of drilling trajectory | |
| US10364666B2 (en) | Optimized directional drilling using MWD data | |
| US11408228B2 (en) | Methods and systems for improving confidence in automated steering guidance | |
| CN114555909A (zh) | 用于钻探定向井的系统 | |
| US10934831B2 (en) | Downhole drilling using a network of drilling rigs | |
| US12071845B2 (en) | Controlling operating parameters of a surface drilling rig to optimize bottom-hole assembly (“BHA”) drilling performance | |
| US11199082B2 (en) | Sensor integrated drill bit and method of drilling employing a sensor integrated drill bit | |
| US12060788B2 (en) | Avoiding collision with offset well(s) having a trajectory, or trajectories, closing on a drilling well | |
| US11725494B2 (en) | Method and apparatus for automatically modifying a drilling path in response to a reversal of a predicted trend | |
| CN117868781A (zh) | 用于指向式旋转导向工具的智能闭环导向控制方法及系统 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20090518 |