RU2016118648A - Управление разработкой ствола скважины с использованием расчётов неопределённости - Google Patents
Управление разработкой ствола скважины с использованием расчётов неопределённости Download PDFInfo
- Publication number
- RU2016118648A RU2016118648A RU2016118648A RU2016118648A RU2016118648A RU 2016118648 A RU2016118648 A RU 2016118648A RU 2016118648 A RU2016118648 A RU 2016118648A RU 2016118648 A RU2016118648 A RU 2016118648A RU 2016118648 A RU2016118648 A RU 2016118648A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wellbore
- determination
- bha
- calculated
- computer
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 claims 27
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims 24
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims 6
- 238000005452 bending Methods 0.000 claims 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims 2
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
- E21B44/02—Automatic control of the tool feed
-
- 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
- E21B44/005—Below-ground automatic control systems
-
- 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
-
- 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
-
- 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
- E21B47/024—Determining slope or direction of devices in the borehole
-
- 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling
-
- 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V20/00—Geomodelling in general
-
- G—PHYSICS
- G05—CONTROLLING; REGULATING
- G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
- G05B13/00—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion
- G05B13/02—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion electric
- G05B13/04—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion electric involving the use of models or simulators
- G05B13/048—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion electric involving the use of models or simulators using a predictor
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
-
- 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
- E21B10/00—Drill bits
- E21B10/46—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts
- E21B10/54—Drill bits characterised by wear resisting parts, e.g. diamond inserts the bit being of the rotary drag type, e.g. fork-type bits
-
- 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
- E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
- E21B4/02—Fluid rotary type drives
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Automation & Control Theory (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Artificial Intelligence (AREA)
- Computer Vision & Pattern Recognition (AREA)
- Medical Informatics (AREA)
- Software Systems (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- Geometry (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Paper (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Structure Of Telephone Exchanges (AREA)
- Control Of Position Or Direction (AREA)
- Radar Systems Or Details Thereof (AREA)
- Steroid Compounds (AREA)
- Numerical Control (AREA)
Claims (52)
1. Реализованный компьютером способ управления компоновкой низа бурильной колонны (КНБК) в стволе скважины, при этом способ включает:
определение модели динамики КНБК;
определение на основании модели динамики КНБК расчётной траектории ствола скважины и
определение неопределённости расчётной траектории ствола скважины.
2. Реализованный компьютером способ по п. 1, отличающийся тем, что определение неопределённости расчётной траектории ствола скважины включает:
определение расчётной дисперсии помех для модели динамики КНБК;
определение дисперсий расчётных результатов измерений азимута и расчётных результатов измерений угла наклона траектории ствола скважины на основании расчётной дисперсии помех; и
определение взвешенной комбинации дисперсий расчётных результатов измерений азимута и расчётных результатов измерений угла наклона траектории ствола скважины.
3. Реализованный компьютером способ по п. 2, отличающийся тем, что определение неопределённости расчётной траектории ствола скважины дополнительно включает:
вычитание дисперсии расчётных помех датчика из взвешенной комбинации дисперсий расчётных результатов измерений азимута и расчётных результатов измерений угла наклона траектории ствола скважины.
4. Реализованный компьютером способ по п. 2, отличающийся тем, что определение расчётной дисперсии помех для модели динамики КНБК включает определение расчётной дисперсии по меньшей мере одного из вибрационных помех или помех датчика.
5. Реализованный компьютером способ по п. 2, отличающийся тем, что определение расчётной дисперсии помех для модели динамики КНБК включает использование автоковариационного алгоритма метода наименьших квадратов.
6. Реализованный компьютером способ по п. 1, дополнительно включающий:
определение того, что неопределённость расчётной траектории ствола скважины удовлетворяет предельному значению неопределённости;
определение того, что измерение датчиком следует принимать, исходя из неопределённости расчётной траектории ствола скважины, удовлетворяющей предельному значению неопределённости.
7. Реализованный компьютером способ по п. 6, дополнительно включающий определение предельного значения неопределённости на основании по меньшей мере одного из: проектной траектории ствола скважины, плана окружающих стволов скважин или проектирования возможностей управления скоростью проходки скважины с использованием КНБК.
8. Реализованный компьютером способ по п. 6, отличающийся тем, что определение того, что измерение датчика следует принимать, дополнительно исходя из оптимальных затрат на проведение измерения датчика и на скорость проходки скважины с использованием КНБК.
9. Реализованный компьютером способ по п. 6, дополнительно включающий осуществление управления приёмом измерения датчика в стволе скважины.
10. Реализованный компьютером способ по п. 9, отличающийся тем, что осуществление управления приёмом измерения датчика включает приём высокоточного измерения по меньшей мере от одного из: инклинометра или магнитометра.
11. Реализованный компьютером способ по п. 6, дополнительно включающий определение того, что измерение датчика является доступным, а снижение неопределённости расчётной траектории ствола скважины основано на измерении датчика.
12. Реализованный компьютером способ по п. 11, дополнительно включающий обновление модели динамики КНБК на основании измерения датчика.
13. Реализованный компьютером способ по п. 6, дополнительно включающий определение уровня точности для измерения датчика, которое следует принимать, исходя из анализа совместимости затрат, связанных с различными уровнями точности измерения и значений неопределённости расчётной траектории ствола скважины, связанных с различными уровнями точности измерения.
14. Реализованный компьютером способ по п. 6, дополнительно включающий определение частоты проведения измерений датчика на основании по меньшей мере одного из: проектной информации о стволе скважины, информации о затратах, неопределённости траектории ствола скважины или измерений датчика.
15. Реализованный компьютером способ по п. 6, дополнительно включающий определение неопределённости расчётной траектории ствола скважины посредством получения средневзвешенной величины значений неопределённости положения скважины в различных географических направлениях.
16. Реализованный компьютером способ по п. 1, дополнительно включающий:
определение входного управляющего воздействия на КНБК, которое уменьшает неопределённость расчётной траектории ствола скважины; и
бурение ствола скважины в соответствии с определённым входным управляющим воздействием на КНБК.
17. Реализованный компьютером способ по п. 16, отличающийся тем, что определение входного управляющего воздействия на КНБК включает определение по меньшей мере одного из: управления первым углом изгиба, управления вторым углом изгиба, управления первым пакером или управления вторым пакером.
18. Реализованный компьютером способ по п. 16, отличающийся тем, что определение входного управляющего воздействия на КНБК, которое уменьшает неопределённость расчётной траектории ствола скважины, включает определение входного управляющего воздействия на КНБК, которое максимизирует скорость проходки скважины посредством КНБК с учётом неопределённости расчётной траектории ствола скважины, удовлетворяющей предельному значению неопределённости.
19. Реализованный компьютером способ по п. 1, дополнительно включающий:
определение входного управляющего воздействия на КНБК, которое уменьшает неопределённость расчётной траектории ствола скважины; и
бурение ствола скважины в соответствии с определённым входным управляющим воздействием на КНБК.
20. Реализованный компьютером способ по п. 19, отличающийся тем, что определение входного управляющего воздействия на КНБК включает определение по меньшей мере одного из: управления первым углом изгиба, управления вторым углом изгиба, управления первым пакером или управления вторым пакером.
21. Реализованный компьютером способ по п. 19, отличающийся тем, что определение входного управляющего воздействия на КНБК, которое уменьшает неопределённость расчётной траектории ствола скважины, включает определение входного управляющего воздействия на КНБК, которое максимизирует скорость проходки скважины посредством КНБК с учётом неопределённости расчётной траектории ствола скважины, удовлетворяющей предельному значению неопределённости.
22. Реализованный компьютером способ по п. 19, отличающийся тем, что определение неопределённости расчётной траектории ствола скважины включает:
определение расчётной дисперсии помех для модели динамики КНБК;
определение дисперсий расчётных результатов измерений азимута и расчётных результатов измерений угла наклона траектории ствола скважины на основании расчётной дисперсии помех; и
определение взвешенной комбинации дисперсий расчётных результатов измерений азимута и расчётных результатов измерений угла наклона траектории ствола скважины.
23. Реализованный компьютером способ по п. 22, отличающийся тем, что определение неопределённости расчётной траектории ствола скважины дополнительно включает вычитание дисперсии расчётных помех датчика из взвешенной комбинации дисперсий расчётных результатов измерений азимута и расчётных результатов измерений угла наклона траектории ствола скважины.
24. Реализованный компьютером способ по п. 22, отличающийся тем, что определение расчётной дисперсии помех для модели динамики КНБК включает определение расчётной дисперсии по меньшей мере одного из: вибрационных помех или помех датчика.
25. Реализованный компьютером способ по п. 22, отличающийся тем, что определение расчётной дисперсии помех для модели динамики КНБК включает использование автоковариационного алгоритма метода наименьших квадратов.
26. Реализованный компьютером способ по п. 1, отличающийся тем, что определение модели динамики КНБК включает приведение к линейному виду нелинейной модели динамики КНБК для эксплуатационного режима работы КНБК.
27. Система, содержащая:
компоновку низа бурильной колонны (КНБК), по меньшей мере частично расположенную внутри ствола скважины в подземной зоне или вблизи неё, при этом КНБК соединена по меньшей мере с одним датчиком; и
контроллер, коммуникативно соединённый с КНБК, при этом контроллер выполнен для осуществления операций по:
определению модели динамики КНБК;
определению расчётной траектории ствола скважины на основании модели динамики КНБК и
определению неопределённости расчётной траектории ствола скважины.
28. Энергонезависимое машиночитаемое средство хранения информации, программируемое по меньшей мере одной компьютерной программой, содержащей команды, чтобы при выполнении привести в действие по меньшей мере один процессор для выполнения операций по управлению компоновкой низа бурильной колонны (КНБК) в стволе скважины, при этом операции включают:
определение модели динамики КНБК;
определение расчётной траектории ствола скважины на основании модели динамики КНБК и
определение неопределённости расчётной траектории ствола скважины.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2013/073670 WO2015084402A1 (en) | 2013-12-06 | 2013-12-06 | Managing wellbore operations using uncertainty calculations |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016118648A true RU2016118648A (ru) | 2017-11-16 |
| RU2643057C2 RU2643057C2 (ru) | 2018-01-30 |
Family
ID=53273948
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016118648A RU2643057C2 (ru) | 2013-12-06 | 2013-12-06 | Управление разработкой ствола скважины с использованием расчётов неопределённости |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10323499B2 (ru) |
| CN (1) | CN105917074A (ru) |
| AR (1) | AR098656A1 (ru) |
| AU (1) | AU2013406721B2 (ru) |
| CA (1) | CA2930523C (ru) |
| GB (1) | GB2539787B (ru) |
| MX (1) | MX367540B (ru) |
| NO (1) | NO347693B1 (ru) |
| RU (1) | RU2643057C2 (ru) |
| WO (1) | WO2015084402A1 (ru) |
Families Citing this family (35)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AU2013406720A1 (en) * | 2013-12-06 | 2016-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Controlling wellbore operations |
| US10190402B2 (en) | 2014-03-11 | 2019-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Controlling a bottom-hole assembly in a wellbore |
| WO2017011509A1 (en) * | 2015-07-13 | 2017-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Monitoring sensor and actuator health in a mud circulation system |
| US10796596B2 (en) | 2015-08-27 | 2020-10-06 | Hrl Laboratories, Llc | Closed-loop intervention control system |
| US11118937B2 (en) | 2015-09-28 | 2021-09-14 | Hrl Laboratories, Llc | Adaptive downhole inertial measurement unit calibration method and apparatus for autonomous wellbore drilling |
| CN108883227B (zh) * | 2016-01-12 | 2022-10-25 | 哈佛大学校董委员会 | 使用过去的预测的用于人工胰腺的预测控制模型 |
| US10669834B2 (en) | 2016-02-18 | 2020-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Game theoretic control architecture for drilling system automation |
| US10563497B2 (en) | 2016-02-18 | 2020-02-18 | Halliburton Energy Services | Method and system for smart resource allocation |
| US10787896B2 (en) | 2016-02-18 | 2020-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for distributed control of drilling operations |
| US10364663B2 (en) * | 2016-04-01 | 2019-07-30 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole operational modal analysis |
| US10822878B2 (en) | 2016-04-22 | 2020-11-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Directional drilling control system and methods |
| US11883630B2 (en) | 2016-07-06 | 2024-01-30 | President And Fellows Of Harvard College | Event-triggered model predictive control for embedded artificial pancreas systems |
| WO2018102264A1 (en) * | 2016-11-29 | 2018-06-07 | Hrl Laboratories, Llc | Opportunistic sensor fusion algorithm for autonomous guidance while drilling |
| US10408622B2 (en) * | 2016-11-29 | 2019-09-10 | Hrl Laboratories, Llc | System for incremental trajectory estimation based on real time inertial sensing |
| CA3040864C (en) | 2016-12-09 | 2021-11-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional drilling with stochastic path optimization of operating parameters |
| WO2018106255A1 (en) * | 2016-12-09 | 2018-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional drilling with automatic uncertainty mitigation |
| GB2571460B (en) * | 2016-12-20 | 2021-09-22 | Landmark Graphics Corp | Real-time trajectory control during drilling operations |
| CN108952681A (zh) * | 2017-05-27 | 2018-12-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种针对钻井作业的可视化监测系统 |
| US12161463B2 (en) | 2017-06-09 | 2024-12-10 | President And Fellows Of Harvard College | Prevention of post-bariatric hypoglycemia using a novel glucose prediction algorithm and mini-dose stable glucagon |
| CN111655970B (zh) * | 2017-12-04 | 2023-12-12 | Hrl实验室有限责任公司 | 用于定向钻井的连续轨迹计算 |
| EP3728791A4 (en) | 2017-12-23 | 2021-09-22 | Noetic Technologies Inc. | SYSTEM AND METHOD FOR OPTIMIZING TUBULAR ELEMENT LAYING OPERATIONS USING REAL-TIME MEASUREMENT AND MODELING |
| US11346215B2 (en) | 2018-01-23 | 2022-05-31 | Baker Hughes Holdings Llc | Methods of evaluating drilling performance, methods of improving drilling performance, and related systems for drilling using such methods |
| US12128212B2 (en) | 2018-06-19 | 2024-10-29 | President And Fellows Of Harvard College | Adaptive zone model predictive control with a glucose and velocity dependent dynamic cost function for an artificial pancreas |
| CA3051759C (en) * | 2018-09-21 | 2021-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tool-specific steering optimization to hit a target |
| RU2687668C1 (ru) * | 2018-10-16 | 2019-05-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Геонавигационные технологии" | Способ и система комбинированного сопровождения процесса бурения скважины |
| 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 |
| US11920441B2 (en) | 2019-03-18 | 2024-03-05 | Magnetic Variation Services, Llc | Steering a wellbore using stratigraphic misfit heat maps |
| WO2020226631A1 (en) * | 2019-05-07 | 2020-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Comprehensive structural health monitoring method for bottom hole assembly |
| US11946360B2 (en) | 2019-05-07 | 2024-04-02 | Magnetic Variation Services, Llc | Determining the likelihood and uncertainty of the wellbore being at a particular stratigraphic vertical depth |
| CN111381497A (zh) * | 2020-03-02 | 2020-07-07 | 北京四利通控制技术股份有限公司 | 一种自适应的深度预测钻压控制方法 |
| US11572785B2 (en) | 2021-01-26 | 2023-02-07 | Saudi Arabian Oil Company | Drilling uncertainty real time updates for accurate well placement |
| US20220349301A1 (en) * | 2021-04-30 | 2022-11-03 | Saudi Arabian Oil Company | Determining a risk of stuck pipes during well drilling operations |
| US20230145859A1 (en) * | 2021-11-10 | 2023-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real-time well trajectory projection using stochastic processes |
| CN118871654A (zh) * | 2022-01-05 | 2024-10-29 | 斯伦贝谢技术有限公司 | 用于输送自动化的参数推断、深度估计和异常检测 |
Family Cites Families (28)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5901795A (en) | 1996-06-25 | 1999-05-11 | Exxon Production Research Company | Well collision avoidance |
| GB2357097A (en) | 1999-12-08 | 2001-06-13 | Norske Stats Oljeselskap | Method of assessing positional uncertainty in drilling a well |
| US6785641B1 (en) * | 2000-10-11 | 2004-08-31 | Smith International, Inc. | Simulating the dynamic response of a drilling tool assembly and its application to drilling tool assembly design optimization and drilling performance optimization |
| 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 |
| US6438495B1 (en) | 2000-05-26 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Method for predicting the directional tendency of a drilling assembly in real-time |
| US7003439B2 (en) | 2001-01-30 | 2006-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | Interactive method for real-time displaying, querying and forecasting drilling event and hazard information |
| US7054750B2 (en) | 2004-03-04 | 2006-05-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system to model, measure, recalibrate, and optimize control of the drilling of a borehole |
| US7405552B2 (en) * | 2006-01-04 | 2008-07-29 | Micron Technology, Inc. | Semiconductor temperature sensor with high sensitivity |
| CA2686716C (en) | 2007-05-03 | 2015-11-24 | Smith International, Inc. | Method of optimizing a well path during drilling |
| US8225461B2 (en) * | 2007-05-30 | 2012-07-24 | Panduit Corp. | Cable tie having band thread force reduction |
| US20080314641A1 (en) * | 2007-06-20 | 2008-12-25 | Mcclard Kevin | Directional Drilling System and Software Method |
| US7957946B2 (en) * | 2007-06-29 | 2011-06-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method of automatically controlling the trajectory of a drilled well |
| WO2009032416A1 (en) * | 2007-09-07 | 2009-03-12 | Exxonmobill Upstream Research Company | Well performance modeling in a collaborative well planning environment |
| US8442769B2 (en) * | 2007-11-12 | 2013-05-14 | Schlumberger Technology Corporation | Method of determining and utilizing high fidelity wellbore trajectory |
| US8527248B2 (en) * | 2008-04-18 | 2013-09-03 | Westerngeco L.L.C. | System and method for performing an adaptive drilling operation |
| WO2010039317A1 (en) | 2008-10-01 | 2010-04-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Robust well trajectory planning |
| EA029182B1 (ru) | 2008-11-21 | 2018-02-28 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ моделирования бурового оборудования для представления вибрационной характеристики бурового оборудования |
| US20100185395A1 (en) * | 2009-01-22 | 2010-07-22 | Pirovolou Dimitiros K | Selecting optimal wellbore trajectory while drilling |
| US9719341B2 (en) * | 2009-05-07 | 2017-08-01 | Schlumberger Technology Corporation | Identifying a trajectory for drilling a well cross reference to related application |
| US20120024606A1 (en) * | 2010-07-29 | 2012-02-02 | Dimitrios Pirovolou | System and method for direction drilling |
| EP2609540B1 (en) * | 2010-08-24 | 2020-07-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for planning a well path |
| US8694257B2 (en) * | 2010-08-30 | 2014-04-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining uncertainty with projected wellbore position and attitude |
| US9587478B2 (en) * | 2011-06-07 | 2017-03-07 | Smith International, Inc. | Optimization of dynamically changing downhole tool settings |
| CA2837978C (en) * | 2011-06-14 | 2019-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | System, method, and computer program for predicting borehole geometry |
| WO2013101984A2 (en) * | 2011-12-28 | 2013-07-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for automatic weight on bit sensor calibration and regulating buckling of a drillstring |
| US20150226049A1 (en) * | 2012-08-01 | 2015-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | Assessment, monitoring and control of drilling operations and/or geological-characteristic assessment |
| US10296678B2 (en) * | 2013-10-18 | 2019-05-21 | Baker Hughes Incorporated | Methods of controlling drill bit trajectory by predicting bit walk and wellbore spiraling |
| WO2016032640A1 (en) * | 2014-08-28 | 2016-03-03 | Schlumberger Canada Limited | Method and system for directional drilling |
-
2013
- 2013-12-06 US US15/035,720 patent/US10323499B2/en active Active
- 2013-12-06 MX MX2016006821A patent/MX367540B/es active IP Right Grant
- 2013-12-06 WO PCT/US2013/073670 patent/WO2015084402A1/en active Application Filing
- 2013-12-06 NO NO20160839A patent/NO347693B1/en unknown
- 2013-12-06 RU RU2016118648A patent/RU2643057C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2013-12-06 CN CN201380081021.4A patent/CN105917074A/zh active Pending
- 2013-12-06 GB GB1608412.1A patent/GB2539787B/en active Active
- 2013-12-06 CA CA2930523A patent/CA2930523C/en active Active
- 2013-12-06 AU AU2013406721A patent/AU2013406721B2/en not_active Ceased
-
2014
- 2014-12-05 AR ARP140104558A patent/AR098656A1/es active IP Right Grant
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2539787B (en) | 2020-12-02 |
| AR098656A1 (es) | 2016-06-01 |
| CA2930523A1 (en) | 2015-06-11 |
| RU2643057C2 (ru) | 2018-01-30 |
| WO2015084402A1 (en) | 2015-06-11 |
| NO20160839A1 (en) | 2016-05-19 |
| NO347693B1 (en) | 2024-02-26 |
| AU2013406721A1 (en) | 2016-06-02 |
| CA2930523C (en) | 2020-08-04 |
| GB2539787A (en) | 2016-12-28 |
| GB201608412D0 (en) | 2016-06-29 |
| CN105917074A (zh) | 2016-08-31 |
| AU2013406721B2 (en) | 2016-12-15 |
| US10323499B2 (en) | 2019-06-18 |
| MX367540B (es) | 2019-08-26 |
| MX2016006821A (es) | 2017-02-17 |
| US20160281489A1 (en) | 2016-09-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2016118648A (ru) | Управление разработкой ствола скважины с использованием расчётов неопределённости | |
| RU2016118521A (ru) | Управление операциями бурения ствола скважины | |
| US10301926B2 (en) | Casing detection tools and methods | |
| CA2938521C (en) | Controlling a bottom-hole assembly in a wellbore | |
| RU2012120743A (ru) | Способы определения особенностей пластов, осуществления навигации траекторий бурения и размещения скважин применительно к подземным буровым скважинам | |
| US10253613B2 (en) | Guided drill system for oil reservoir drilling | |
| RU2016117319A (ru) | Замкнутый цикл управления параметрами бурения | |
| GB2507688B (en) | Realtime dogleg severity prediction | |
| BR112014013553B1 (pt) | Método e sistema para otimizar medições de peso em operações de perfuração, e, mídia legível por computador | |
| US10597998B2 (en) | Adjusting survey points post-casing for improved wear estimation | |
| CA2964236A1 (en) | Methods and apparatus for multi-well ranging determination | |
| CN105593465A (zh) | 用于优化钻压的基于比率的模式切换 | |
| US20190284908A1 (en) | Directional drilling with automatic uncertainty mitigation | |
| BR112016004897B1 (pt) | Método de sondagem de poço implementado por computador, e, sistema de gerenciamento e planejamento de sondagem de poço | |
| AU2011374333B2 (en) | Method and system of correlating a measured log to a predicted log | |
| US11041376B2 (en) | Gyro-magnetic wellbore surveying | |
| US20170335664A1 (en) | Fluid Loss Determination Apparatus, Methods, and Systems | |
| WO2015053747A1 (en) | Integrated well survey management and planning tool | |
| US11175431B2 (en) | Gyro-magnetic wellbore surveying | |
| BR112021012293B1 (pt) | Método para um caminho de poço atualizado, sistema para atualizar um caminho de poço e meio de armazenamento legível por computador não transitório |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201207 |