BR112018073967B1 - METHOD OF CONTROLLING A WELL DRILLING PROCESS AND DRILLING CONTROL SYSTEM - Google Patents
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Abstract
De acordo com um primeiro aspecto da presente invenção é fornecido um método de controlar um processo de perfuração de poço não revestido compreendendo um primeiro conjunto de operações e um segundo conjunto de operações, o método compreendendo: gerar e transmitir pelo menos um sinal de controle por um sistema de controle de perfuração para controlar pelo menos um parâmetro de controle associado ao primeiro conjunto de operações; e, subsequente a uma indicação de que o primeiro conjunto de operações está completo, transmitir pelo menos um sinal de controle recebido de um sistema externo no sistema de controle de perfuração para controlar pelo menos um parâmetro de controle associado ao segundo conjunto de operações.According to a first aspect of the present invention there is provided a method of controlling an uncased well drilling process comprising a first set of operations and a second set of operations, the method comprising: generating and transmitting at least one control signal via a drilling control system for controlling at least one control parameter associated with the first set of operations; and, subsequent to an indication that the first set of operations is complete, transmitting at least one control signal received from an external system into the drilling control system to control at least one control parameter associated with the second set of operations.
Description
[0001] A presente invenção refere-se a uma interface e a um método de integração para o controle externo de um sistema de controle de perfuração usado na construção de um poço de hidrocarboneto.[0001] The present invention relates to an interface and an integration method for external control of a drilling control system used in the construction of a hydrocarbon well.
[0002] Em um processo de perfurar um poço de hidrocarboneto, operações acima do solo e operações de fundo de poço são tipicamente controladas usando um sistema de controle de perfuração; operações acima do solo podem incluir montar cunhas para reter uma coluna de perfuração enquanto uma nova seção é adicionada à coluna de perfuração e operações de fundo de poço (que são tipicamente executadas quando a coluna de perfuração não está retida por cunhas, isto é, quando a coluna de perfuração está “fora de cunhas”) poderiam incluir ajustar a velocidade rotacional da broca ou a velocidade na qual fluido é bombeado para o fundo do poço. O sistema de controle de perfuração pode ser controlado por um operador humano. Operações de fundo de poço e/ou acima do solo também podem ser automatizadas ou controladas externamente, com o objetivo de aumentar a segurança e eficiência do processo de perfuração.[0002] In a process of drilling a hydrocarbon well, above-ground operations and downhole operations are typically controlled using a drilling control system; Above-ground operations may include mounting wedges to retain a drill string while a new section is added to the drill string and downhole operations (which are typically performed when the drill string is not retained by wedges, i.e. when the drill string is “out of wedges”) could include adjusting the rotational speed of the bit or the speed at which fluid is pumped downhole. The drilling control system can be controlled by a human operator. Downhole and/or above-ground operations can also be automated or controlled externally, with the aim of increasing the safety and efficiency of the drilling process.
[0003] O controle automatizado externo de bombas de sistema de controle de perfuração é comum em sistemas para comunicar com ferramentas de fundo de poço através da variação de vazões de fluxo de bomba (isto é, ligação descendente), a tecnologia Cyberlink produzida por NOV é um exemplo de tal sistema. US8196678 revela um método de ligação descendente com uma ferramenta de fundo de poço localizada em um poço não revestido. Entretanto, tais interfaces de ligação descendente não fornecem a capacidade de controlar vazão de fluxo média ao longo do tempo, ou a capacidade de totalmente parar ou iniciar as bombas.[0003] External automated control of drilling control system pumps is common in systems for communicating with downhole tools by varying pump flow rates (i.e., downlink), Cyberlink technology produced by NOV is an example of such a system. US8196678 discloses a method of downlinking with a downhole tool located in an uncased wellbore. However, such downlink interfaces do not provide the ability to control average flow rate over time, or the ability to fully stop or start the pumps.
[0004] Há também interfaces externas para a otimização de parâmetros referentes à taxa de penetração. Por exemplo, US20150369031 revela técnicas para otimizar processos de perfuração automatizados, usando modelos diferentes para partes diferentes de uma formação a ser perfurada. Entretanto, tais interfaces de otimização são moldadas para otimização de perfuração no fundo, e não são adequadas para a faixa completa de atividades executadas quando fora de cunhas.[0004] There are also external interfaces for optimizing parameters relating to the penetration rate. For example, US20150369031 discloses techniques for optimizing automated drilling processes, using different models for different parts of a formation to be drilled. However, such optimization interfaces are shaped for downhole drilling optimization, and are not suitable for the full range of activities performed when out of wedges.
[0005] US7128167 revela um método e sistema para detectar automaticamente o estado de uma sonda de perfuração durante o processo de perfuração de um furo de poço, de modo que uma previsão do próximo estado de sonda possa ser derivada de probabilidades de estado atual e probabilidades de transição e um perfurador pode, por exemplo, ser lembrado para não alterar para um estado de sonda específico se aquele estado de sonda for indesejável e sua probabilidade como um estado de sonda seguinte é alta.[0005] US7128167 discloses a method and system for automatically detecting the state of a drilling rig during the process of drilling a wellbore, such that a prediction of the next rig state can be derived from current state probabilities and probabilities transition and a piercer can, for example, be reminded not to change to a specific probe state if that probe state is undesirable and its probability as a next probe state is high.
[0006] WO2016053672 revela um sistema de controle baseado em referência de tempo absoluto para automação de construção de poço, onde a operação de dispositivos é sincronizada com uma referência de tempo comum de modo que ações a serem realizadas automaticamente ou manualmente possam ser limitadas ou inibidas durante intervalos de tempo ou em tempos específicos.[0006] WO2016053672 discloses an absolute time reference-based control system for well construction automation, wherein the operation of devices is synchronized with a common time reference so that actions to be performed automatically or manually can be limited or inhibited during time intervals or at specific times.
[0007] Tecnologias existentes para a automação ou controle externo do processo de perfuração fornecem uma solução fragmentada para melhorar a eficiência e segurança do processo de perfuração e não permitem controle total de parâmetros e processos de perfuração.[0007] Existing technologies for the automation or external control of the drilling process provide a fragmented solution to improving the efficiency and safety of the drilling process and do not allow full control of drilling parameters and processes.
[0008] É um objetivo de a presente invenção superar, ou pelo menos diminuir os problemas identificados acima. Esse objetivo é obtido por permitir controle externo do limite de topo de coluna mecânico e hidráulico em um processo de perfuração de poço não revestido, enquanto permite uma separação clara, razoável e útil de responsabilidade entre um sistema de controle de perfuração e um sistema de controle de perfuração automatizada externo.[0008] It is an objective of the present invention to overcome, or at least reduce the problems identified above. This objective is achieved by allowing external control of the mechanical and hydraulic top-of-column limit in an uncased well drilling process, while allowing a clear, reasonable and useful separation of responsibility between a drilling control system and a drilling control system. external automated drilling.
[0009] De acordo com um primeiro aspecto da presente invenção é fornecido um método de controlar um processo de perfuração de poço não revestido compreendendo um primeiro conjunto de operações e um segundo conjunto de operações, o método compreendendo: gerar e transmitir pelo menos um sinal de controle por um sistema de controle de perfuração para controlar pelo menos um parâmetro de controle associado ao primeiro conjunto de operações; e, subsequente a uma indicação de que o primeiro conjunto de operações é concluído, transmitir pelo menos um sinal de controle recebido de um sistema externo no sistema de controle de perfuração para controlar pelo menos um parâmetro de controle associado ao segundo conjunto de operações.[0009] According to a first aspect of the present invention there is provided a method of controlling an uncased well drilling process comprising a first set of operations and a second set of operations, the method comprising: generating and transmitting at least one signal control by a drilling control system to control at least one control parameter associated with the first set of operations; and, subsequent to an indication that the first set of operations is completed, transmitting at least one control signal received from an external system into the drilling control system to control at least one control parameter associated with the second set of operations.
[0010] O primeiro conjunto de operações podem compreender tarefas de batelada. O segundo conjunto de operações pode compreender processos de fundo de poço.[0010] The first set of operations may comprise batch tasks. The second set of operations may comprise downhole processes.
[0011] O primeiro conjunto de operações pode ser executado enquanto uma coluna de perfuração é retida em cunhas. O segundo conjunto de operações pode ser executado enquanto uma coluna de perfuração não é retida em cunhas.[0011] The first set of operations can be performed while a drill string is held in wedges. The second set of operations can be performed while a drill string is not held in wedges.
[0012] O método pode compreender, antes de transmitir pelo menos um sinal de controle recebido do sistema externo, enviar um sinal de partida para o sistema externo, em que o sinal de partida é ajustado em Verdadeiro. O sinal de partida Verdadeiro pode compreender uma solicitação para o sistema externo enviar pelo menos um sinal de controle para controlar pelo menos um parâmetro de controle associado ao segundo conjunto de operações e uma promessa para o sistema externo que o primeiro conjunto de operações é concluído.[0012] The method may comprise, before transmitting at least one control signal received from the external system, sending a start signal to the external system, wherein the start signal is set to True. The True start signal may comprise a request to the external system to send at least one control signal to control at least one control parameter associated with the second set of operations and a promise to the external system that the first set of operations is completed.
[0013] O método pode compreender ainda, antes de transmitir pelo menos um sinal de controle recebido do sistema externo, receber no sistema de controle de perfuração um sinal de pronto a partir do sistema externo, em que o sinal de pronto é ajustado em Verdadeiro, e o sinal de pronto Verdadeiro indica que o sistema externo está ativo e é capaz de fornecer pelo menos um sinal de controle.[0013] The method may further comprise, before transmitting at least one control signal received from the external system, receiving in the drilling control system a ready signal from the external system, wherein the ready signal is set to True , and the True ready signal indicates that the external system is active and capable of providing at least one control signal.
[0014] A indicação de que o primeiro conjunto de operações é concluído pode compreender um ou mais de: uma indicação de que uma coluna de perfuração é conectada a uma ou mais máquinas de perfuração; uma indicação de que uma coluna de perfuração foi liberada de cunhas e a coluna de perfuração foi levantada para fora das cunhas; e uma indicação de que um percurso de fluxo a partir de uma ou mais bombas está aberto.[0014] The indication that the first set of operations is completed may comprise one or more of: an indication that a drill string is connected to one or more drilling machines; an indication that a drill string has been freed from wedges and the drill string has been lifted out of the wedges; and an indication that a flow path from one or more pumps is open.
[0015] Pelo menos um parâmetro de controle associado ao segundo conjunto de operações pode compreender pelo menos um de: velocidade vertical de uma coluna de perfuração; velocidade rotacional de uma coluna de perfuração; e vazão de fluxo de fluido em uma posição de topo de coluna.[0015] At least one control parameter associated with the second set of operations may comprise at least one of: vertical speed of a drill string; rotational speed of a drill string; and fluid flow rate at a column top position.
[0016] O método pode compreender ainda cessar a transmissão de pelo menos um sinal de controle recebido do sistema externo subsequente ao recebimento no sistema de controle de perfuração de um sinal completo a partir do sistema externo, em que o sinal completo é ajustado em Verdadeiro, e o sinal completo Verdadeiro indica que o segundo conjunto de operações é concluído.[0016] The method may further comprise ceasing transmission of at least one control signal received from the external system subsequent to receipt in the drilling control system of a complete signal from the external system, wherein the complete signal is set to True , and the completed sign True indicates that the second set of operations is completed.
[0017] O sistema de controle de perfuração pode não filtrar ao menos um sinal de controle recebido do sistema externo.[0017] The drilling control system may not filter at least one control signal received from the external system.
[0018] O sistema de controle de perfuração pode ser configurado para aplicar um ou mais limites de segurança para controlar sinais transmitidos pelo sistema de controle de perfuração. Um ou mais limites de segurança podem ser relacionados à segurança de uma ou mais máquinas e/ou bombas de perfuração na superfície. O sistema de controle de perfuração pode ser configurado para cessar a transmissão de, ou limitar temporariamente pelo menos um sinal de controle recebido do sistema externo com base em ou em resposta a pelo menos um sinal de controle recebido do sistema externo excedendo um ou mais limites de segurança aplicados pelo sistema de controle de perfuração.[0018] The drilling control system can be configured to apply one or more safety limits to control signals transmitted by the drilling control system. One or more safety limits may relate to the safety of one or more surface drilling machines and/or pumps. The drilling control system may be configured to cease transmission of, or temporarily limit, at least one control signal received from the external system based on or in response to at least one control signal received from the external system exceeding one or more thresholds. safety measures applied by the drilling control system.
[0019] O método pode compreender ainda enviar pelo sistema de controle de perfuração dados de medição referentes ao segundo conjunto de operações para o sistema externo ou um sistema de segurança externo. O método pode compreender ainda receber no sistema de controle de perfuração um ou mais sinais de segurança a partir do sistema externo ou sistema de segurança externo, em que um ou mais sinais de segurança estão relacionados ao segundo conjunto de operações e são baseados pelo menos em parte nos dados de medição enviados pelo sistema de controle de perfuração. Um ou mais sinais de segurança recebidos do sistema externo ou do sistema de segurança externo podem ser relacionados a funções que reduzem o risco, probabilidade ou consequência de condições ou eventos de fundo de poço indesejáveis. O método pode compreender ainda cessar a transmissão de, ou limitar temporariamente, pelo menos um sinal de controle recebido do sistema externo com base em ou em resposta a um ou mais sinais de segurança recebidos do sistema externo ou sistema de segurança externo.[0019] The method may further comprise sending measurement data relating to the second set of operations by the drilling control system to the external system or an external security system. The method may further comprise receiving in the drilling control system one or more safety signals from the external system or external safety system, wherein the one or more safety signals are related to the second set of operations and are based at least on part of the measurement data sent by the drilling control system. One or more safety signals received from the external system or external safety system may be related to functions that reduce the risk, probability or consequence of undesirable downhole conditions or events. The method may further comprise ceasing transmission of, or temporarily limiting, at least one control signal received from the external system based on or in response to one or more safety signals received from the external system or external security system.
[0020] De acordo com um segundo aspecto da presente invenção é fornecido um sistema de controle de perfuração para controlar um processo de perfuração de poço não revestido, o processo de perfuração de poço não revestido compreendendo um primeiro conjunto de operações e um segundo conjunto de operações, o aparelho compreendendo: uma unidade de controle para gerar pelo menos um sinal de controle para controlar pelo menos um parâmetro de controle associado ao primeiro conjunto de operações; uma unidade de saída para transmitir pelo menos um sinal de controle para aparelho de perfuração de poço não revestido; e em que o sistema de controle de perfuração é configurado, subsequente a uma indicação de que o primeiro conjunto de operações é concluído, transmitir pelo menos um sinal de controle recebido de um sistema externo no sistema de controle de perfuração para controlar pelo menos um parâmetro de controle associado ao segundo conjunto de operações.[0020] In accordance with a second aspect of the present invention there is provided a drilling control system for controlling an uncased well drilling process, the uncased well drilling process comprising a first set of operations and a second set of operations, the apparatus comprising: a control unit for generating at least one control signal for controlling at least one control parameter associated with the first set of operations; an output unit for transmitting at least one control signal to bare borehole drilling apparatus; and wherein the drilling control system is configured, subsequent to an indication that the first set of operations is completed, to transmit at least one control signal received from an external system into the drilling control system to control the at least one parameter control associated with the second set of operations.
[0021] A figura 1 é um fluxograma ilustrando um método de controlar um processo de perfuração de poço não revestido de acordo com uma modalidade da invenção.[0021] Figure 1 is a flowchart illustrating a method of controlling an uncased well drilling process in accordance with an embodiment of the invention.
[0022] A figura 2 ilustra esquematicamente o ADC, o DCS e as máquinas e bombas de perfuração e os sinais e dados permutados.[0022] Figure 2 schematically illustrates the ADC, the DCS and the drilling machines and pumps and the exchanged signals and data.
[0023] O processo de construir um poço alterna entre atividades de batelada executadas acima do solo - colocar cunhas, mover tubo e compor a coluna de perfuração - e o fundo do poço, atividades contínuas de mover a coluna de perfuração e bombear fluido.[0023] The process of building a well alternates between batch activities performed above ground - placing wedges, moving pipe and composing the drill string - and downhole, continuous activities of moving the drill string and pumping fluid.
[0024] Os detalhes das etapas de processo de batelada acima do solo, por exemplo, colocar cunhas, montar tubo, construir ou assentar conjuntos de fundo de poço, podem variar de acordo com o tipo e configuração de equipamento na superfície. Os processos que ocorrem no furo, por exemplo, perfurar novas formações, circular sólidos fora do furo, perfuração direcional ou fazer medições, dependem em um grau bem menor do tipo e configuração de equipamento na superfície, e são bem influenciados pela coluna de perfuração e montagem de fundo de poço, furo de poço e formação.[0024] The details of the above-ground batch process steps, for example, placing wedges, assembling pipe, building or laying downhole assemblies, may vary depending on the type and configuration of equipment on the surface. The processes that occur in the hole, for example, drilling new formations, circulating solids out of the hole, directional drilling, or taking measurements, depend to a much lesser degree on the type and configuration of equipment at the surface, and are greatly influenced by the drill string and downhole, wellbore and formation assembly.
[0025] Ao executar tarefas de batelada, de cunhas para cunhas, isto é, tarefas realizadas entre a colocação de cunhas e a liberação de cunhas, o objetivo de execução rápida é não ambíguo. A responsabilidade por otimizar esse processo de batelada está com a equipe de perfuração e o vendedor de sistema de controle de perfuração. Tudo relacionado a tarefas de batelada, cunhas para cunhas está fora do escopo para controle do processo de perfuração de fundo de poço.[0025] When performing batch tasks, from wedge to wedge, that is, tasks performed between placing wedges and releasing wedges, the goal of fast execution is unambiguous. The responsibility for optimizing this batch process lies with the drilling team and the drilling control system vendor. Everything related to batch, wedge-to-wedge tasks is out of scope for controlling the downhole drilling process.
[0026] Após liberação das cunhas, a boa execução do processo de perfuração de fundo de poço envolve direção, otimização de taxa de penetração (ROP), testes de fricção, diminuição de vibração de coluna de perfuração e outras atividades. A execução automática dessas atividades fornece consistência, execução mais rápida e qualidade melhorada no processo de perfuração de fundo de poço.[0026] After releasing the wedges, the proper execution of the downhole drilling process involves direction, rate of penetration (ROP) optimization, friction tests, reduction of drill string vibration and other activities. Automatically executing these activities provides consistency, faster execution, and improved quality in the downhole drilling process.
[0027] Sistemas de controle diferentes existem para controlar o processo de perfuração de fundo de poço, porém o próprio processo de perfuração de fundo de poço varia pouco. A coluna de perfuração se move verticalmente, gira e fluido é bombeado para dentro da coluna de perfuração. O movimento vertical e rotacional da coluna de perfuração pode ser obtido usando máquinas de perfuração: o movimento vertical pode ser obtido usando uma máquina de elevação (guincho) e o movimento rotacional pode ser obtido usando uma máquina de rotação (acionamento superior). A maioria das atividades de controle no processo de perfuração de fundo de poço envolve somente a manipulação da coluna de perfuração nesses três domínios.[0027] Different control systems exist to control the downhole drilling process, but the downhole drilling process itself varies little. The drill string moves vertically, rotates, and fluid is pumped into the drill string. Vertical and rotational movement of the drill string can be achieved using drilling machines: vertical movement can be achieved using a lifting machine (winch) and rotational movement can be achieved using a rotating machine (top drive). Most control activities in the downhole drilling process involve only manipulation of the drill string in these three domains.
[0028] Os inventores reconheceram que tarefas de batelada e processos de perfuração de fundo de poço têm características diferentes, e que pode ser útil separar as responsabilidades para essas duas partes do processo de perfuração e atribuir as mesmas a sistemas diferentes.[0028] The inventors recognized that batch tasks and downhole drilling processes have different characteristics, and that it may be useful to separate the responsibilities for these two parts of the drilling process and assign them to different systems.
[0029] O equipamento de perfuração é tipicamente controlado por um sistema de controle de perfuração local (DCS), operado pelo perfurador. Funções que tratam dos processos de fundo de poço podem ser controladas em um sistema ou sistemas separados externos ao DCS; esse sistema externo (ou sistemas) é referenciado aqui como um sistema de controle de perfuração automatizado (ADC).[0029] The drilling rig is typically controlled by a local drilling control system (DCS), operated by the driller. Functions dealing with downhole processes can be controlled in a separate system or systems external to the DCS; This external system (or systems) is referred to here as an automated drilling control (ADC) system.
[0030] Esse documento descreve uma interface simplificada permitindo controle contínuo da elevação, rotação e bombeamento para dentro da coluna de perfuração a partir de um sistema externo.[0030] This document describes a simplified interface allowing continuous control of elevation, rotation and pumping into the drill string from an external system.
[0031] A coordenação entre o DCS e o ADC - isto é, coordenação entre controle de processos de batelada pelo DCS e controle de processos de fundo de poço contínuos pelo ADC - pode ser realizada usando os seguintes sinais de coordenação: • Pronto - um sinal de ‘pronto’ a partir do ADC significa que o ADC está ativo e pode fornecer sinais de controle úteis. O sinal pronto pode ser um sinal booleano que é verdadeiro quando o DC está ativo e está pronto para enviar sinais de controle para o DCS. • Iniciar - esse sinal booleano a partir do DCS é verdadeiro quando as atividades de batelada são concluídas e os processos em furo contínuos devem reiniciar. O sinal de partida representa uma promessa do DCS para o ADC que as seguintes declarações são verdadeiras: a coluna de perfuração é conectada às máquinas de perfuração (em particular, o acionamento superior), o percurso de fluxo a partir das bombas de lama é aberto e que as cunhas foram liberadas (incluindo que a coluna foi levantada para fora das cunhas). O sinal de partida permanece verdadeiro desde que o ADC esteja em controle. O sinal de partida a partir do DCS significa que o sistema DCS, por ação do perfurador ou de outro modo, solicita que o sistema ADC assuma controle das bombas ou máquinas concordado.[0031] Coordination between the DCS and the ADC - that is, coordination between batch process control by the DCS and continuous downhole process control by the ADC - can be accomplished using the following coordination signals: • Ready - one 'Ready' signal from the ADC means that the ADC is active and can provide useful control signals. The ready signal can be a Boolean signal that is true when the DC is active and ready to send control signals to the DCS. • Start - This Boolean signal from the DCS is true when batch activities are completed and continuous in-hole processes must restart. The start signal represents a promise from the DCS to the ADC that the following statements are true: the drill string is connected to the drilling machines (in particular, the top drive), the flow path from the mud pumps is open and that the wedges were released (including that the column was lifted out of the wedges). The start signal remains true as long as the ADC is in control. The start signal from the DCS means that the DCS system, by driller action or otherwise, requests the ADC system to assume control of the agreed pumps or machines.
[0032] Alternativamente, o sinal de partida pode representar uma promessa a partir do DCS para o ADC de que uma ou mais das seguintes declarações é verdadeira; a coluna de perfuração é conectada às máquinas de perfuração (em particular, o acionamento superior), o percurso de fluxo a partir das bombas de lama é aberto e que as cunhas foram liberadas (incluindo que a coluna foi levantada para fora das cunhas). Nesse caso, uma pluralidade de sinais de partida pode ser enviada do DCS para o ADC, cada sinal de partida solicitando que o ADC assuma controle da bomba ou máquina concordado relevante para a promessa a partir do DCS para o ADC. • Concluído - esse sinal booleano a partir do ADC é verdadeiro quando os processos de fundo de poço contínuos foram concluídos, e o ADC deseja abandonar controle de volta para o DCS.[0032] Alternatively, the starting signal may represent a promise from the DCS to the ADC that one or more of the following statements is true; the drill string is connected to the drill rigs (in particular the top drive), the flow path from the mud pumps is open and that the wedges have been released (including that the drill string has been lifted out of the wedges). In that case, a plurality of start signals may be sent from the DCS to the ADC, each start signal requesting the ADC to take control of the agreed pump or machine relevant to the promise from the DCS to the ADC. • Completed - This Boolean signal from the ADC is true when ongoing downhole processes have completed, and the ADC wishes to relinquish control back to the DCS.
[0033] Esses sinais de coordenação podem estar relacionados a bombas ou máquinas individuais, ou grupos de máquinas ou bombas. Os sinais de coordenação são sinais de tempo contínuo que são enviados continuamente do DCS para o ADC (para o sinal de partida) ou do ADC para o DCS (para o sinal pronto e o sinal concluído). Alternativamente, os sinais de coordenação podem ser sinais não de tempo contínuo que são enviados uma vez, ou em intervalos de tempo predeterminados.[0033] These coordination signals may be related to individual pumps or machines, or groups of machines or pumps. Coordination signals are continuous time signals that are sent continuously from the DCS to the ADC (for the start signal) or from the ADC to the DCS (for the ready signal and the completed signal). Alternatively, the coordination signals may be non-continuous time signals that are sent once, or at predetermined time intervals.
[0034] A divisão entre a responsabilidade de DCS e ADC pode de ser acordo com o status de cunhas. O DCS pode controlar a colocação de cunhas, a um-setting de cunhas e todas as etapas na superfície entre as mesmas. O sistema ADC pode tratar de subprocessos como testes de fricção, limpeza de furo, perfuração fora, perfuração de ir para o fundo e no fundo, todas as atividades executadas quando as cunhas não são colocadas.[0034] The division between the responsibility of DCS and ADC may be according to the status of wedges. The DCS can control the placement of wedges, the a-setting of wedges and all steps on the surface between them. The ADC system can handle sub-processes such as friction testing, hole cleaning, out drilling, downhole and downhole drilling, all activities performed when wedges are not driven.
[0035] Pode-se observar que o elo principal entre a maquinaria na superfície e processos de fundo de poço é através da conexão entre maquinaria na superfície e o topo da coluna de perfuração. Nesse limite de topo de coluna, a coluna de perfuração é acoplada ao movimento vertical da maquinaria de elevação, o movimento rotacional da máquina girando a coluna de perfuração e o bombeamento de fluidos por bombas na sonda.[0035] It can be seen that the main link between surface machinery and downhole processes is through the connection between surface machinery and the top of the drill string. At this top-of-pipe boundary, the drill string is coupled to the vertical movement of the lifting machinery, the rotational motion of the machine rotating the drill string, and the pumping of fluids by pumps on the rig.
[0036] As funções de ADC podem exigir o controle do estado no limite de topo de coluna mecânico (movimento vertical e rotacional) e hidráulico para obter as funções de fundo de poço desejadas. Isso requer uma interface de controle adequada (isto é, uma interface ADC/DCS) no DCS.[0036] ADC functions may require state control at the mechanical (vertical and rotational movement) and hydraulic top-of-column limit state to obtain the desired downhole functions. This requires a suitable control interface (i.e., an ADC/DCS interface) on the DCS.
[0037] Para limitar a complexidade da interface ADC/DCS e permitir uma separação clara de responsabilidade entre o DCS e o ADC, os sinais de controle na interface ADC/DCS (isto é, os sinais de controle que o DCS é capaz de receber do ADC na interface ADC/DCS) devem incluir preferivelmente somente aqueles sinais necessários para influenciar condições de fundo de poço, isto é, um ou mais dos sinais necessários para controlar os estados no limite de topo de coluna.[0037] To limit the complexity of the ADC/DCS interface and allow for a clear separation of responsibility between the DCS and the ADC, the control signals at the ADC/DCS interface (i.e., the control signals that the DCS is capable of receiving of the ADC at the ADC/DCS interface) should preferably include only those signals necessary to influence downhole conditions, that is, one or more of the signals necessary to control the states at the column top boundary.
[0038] Uma interface ADC/DCS no DCS que permite isso pode receber os seguintes sinais de controle a partir do ADC: • Velocidade vertical • Velocidade rotacional • Vazão de fluxo no topo da coluna[0038] An ADC/DCS interface on the DCS that allows this can receive the following control signals from the ADC: • Vertical velocity • Rotational velocity • Flow rate at the top of the column
[0039] Os sinais de controle recebidos do ADC podem ser quantidades desejadas com unidades de engenharia explícitas ou concordadas ou podem ser sinais não dimensionais ou aproximados relacionados à propriedade física, como, por exemplo, um número entre -1 e 1, um valor de giros por minuto, uma vazão de fluxo ou frequência de curso desejada.[0039] Control signals received from the ADC may be desired quantities with explicit or agreed engineering units or may be non-dimensional or approximate signals related to physical property, such as, for example, a number between -1 and 1, a value of revolutions per minute, a desired flow rate or stroke frequency.
[0040] Os sinais de controle recebidos pelo DCS a partir do ADC compreendem comandos de controle. Os comandos de controle podem compreender: • Comando de elevação (controlando a velocidade vertical). O comando de elevação pode compreender um valor de ponto flutuante marcado, com positivo significando movimento para cima do topo de coluna. A magnitude pode se proporcional à velocidade de elevação. O comando pode ser usado diretamente como um comando de velocidade para os guinchos ou usado como ponto fixo para um controlador de velocidade de bloco, se tal existir. É preferivelmente interpretado como velocidade de bloco com medidor de unidade por segundo. (Nota: essa especificação sugere que é opcional para o sistema de controle de perfuração compensar por espessura de camada no cilindro de guincho ou tipo de bloco). • Comando de rotação (controlando a velocidade rotacional). O comando de rotação pode compreender um valor de ponto flutuante marcado, proporcional à velocidade rotacional da coluna de perfuração. O comando pode ser usado diretamente como um comando de velocidade para o acionamento superior/máquina de perfuração de torre. O comando pode ser usado como uma rotação de coluna de perfuração média desejada se funções de diminuição de vibração torcional estiverem ativas no sistema de controle de máquina local. O comando de rotação é preferivelmente interpretado como número de giros por segundo. • Comando de bombeamento (controlando vazão de fluxo no topo da coluna). O comando de bombeamento pode ser um valor de ponto flutuante não negativo, proporcional à taxa de curso combinado a partir das bombas de lama. O comando de bombeamento é preferivelmente interpretado como número de cursos por segundo (não necessariamente inteiro).[0040] The control signals received by the DCS from the ADC comprise control commands. Control commands may comprise: • Lift command (controlling vertical speed). The lift command may comprise a marked floating point value, with positive meaning upward movement of the column top. The magnitude may be proportional to the lifting speed. The command can be used directly as a speed command for winches or used as a fixed point for a block speed controller, if such exists. It is preferably interpreted as block speed with unit meter per second. (Note: This specification suggests that it is optional for the drilling control system to compensate for layer thickness on the winch cylinder or block type). • Rotation command (controlling rotational speed). The rotation command may comprise a marked floating point value proportional to the rotational speed of the drill string. The command can be used directly as a speed command for the top drive/turret drilling machine. The command can be used as a desired average drillstring rotation if torsional vibration dampening functions are active in the local machine control system. The rotation command is preferably interpreted as number of rotations per second. • Pumping command (controlling flow rate at the top of the column). The pumping command can be a non-negative floating point value, proportional to the combined stroke rate from the mud pumps. The pumping command is preferably interpreted as number of strokes per second (not necessarily integer).
[0041] Os sinais de controle podem ser enviados como sinais conectados, análogos, usando comunicação digital do tipo barramento de campo, ou através de uma rede de computador.[0041] The control signals can be sent as connected signals, analogues, using fieldbus type digital communication, or through a computer network.
[0042] Como alternativa para controlar vazão de fluxo no topo da coluna, pode- se ao invés enviar sinais de controle designados para bombas individuais.[0042] As an alternative to controlling flow rate at the top of the column, one can instead send control signals assigned to individual pumps.
[0043] Em alguns sistemas, pode haver também uma facilidade para influenciar a pressão ou nível de fluxo no espaço anular do poço ou tubo ascendente. Isso acrescenta um estado adicional no limite hidráulico do poço. A interface de ADC/DCS pode ser estendida para incluir isso, ou essa funcionalidade de controle pode ser fornecida por um sistema externo ao sistema de controle de perfuração. A interface de ADC/DCS pode fornecer a capacidade de controlar a posição, volume de fluxo, aceleração, força/torque ou potência em ou perto do limite de topo da coluna. Isto é, o ADC ou outro sistema externo pode controlar a pressão ou nível de fluxo no espaço anular do poço ou tubo ascendente, e pode controlar a posição, volume de fluxo, aceleração, força/torque ou potência em ou perto do limite de topo de coluna.[0043] In some systems, there may also be a facility to influence the pressure or flow level in the annular space of the well or riser tube. This adds an additional state to the well's hydraulic boundary. The ADC/DCS interface can be extended to include this, or this control functionality can be provided by a system external to the drilling control system. The ADC/DCS interface can provide the ability to control position, flow volume, acceleration, force/torque or power at or near the head end of the column. That is, the ADC or other external system can control the pressure or flow level in the annular space of the well or riser, and can control position, flow volume, acceleration, force/torque, or power at or near the top limit. column.
[0044] O DCS pode fornecer dados de medição disponíveis referentes a processos de fundo de poço e/ou medições na superfície para o ADC. Os dados de medição disponíveis podem se referir a variáveis incluindo: • Movimento do topo da coluna (posição, velocidade, aceleração) • Rotação de guinchos (posição, velocidade, aceleração) • Informação de guinchos adicional: número de camada • Rotação de topo de coluna (posição e velocidade) • Pressão de estaleiro • Taxa de bomba combinada • Para bombas HP individuais: taxa de bomba, tamanho de revestimento e eficiência (se disponível), se a bomba for atribuída para controle automático • Comando de cunhas, medições se disponíveis.[0044] The DCS can provide available measurement data regarding downhole processes and/or surface measurements to the ADC. Available measurement data can refer to variables including: • Column top movement (position, speed, acceleration) • Winch rotation (position, speed, acceleration) • Additional winch information: layer number • Winch top rotation column (position and speed) • Site pressure • Combined pump rate • For individual HP pumps: pump rate, casing size and efficiency (if available), if pump is assigned for automatic control • Wedge drive, measurements if available.
[0045] Como princípio geral, dados de medição para tantas variáveis quanto prático podem ser tornados disponíveis para o ADC, para permitir desenvolvimento fácil de funcionalidades adicionais.[0045] As a general principle, measurement data for as many variables as practical may be made available to the ADC, to allow easy development of additional functionality.
[0046] Embora o DCS receba sinais de controle a partir do ADC como descrito acima, o DCS pode ainda reter a responsabilidade por integridade da máquina e segurança de equipamento na superfície, e pode assumir controle de todas as máquinas se considerado necessário devido a um evento, condição ou entrada de usuário específica.[0046] Although the DCS receives control signals from the ADC as described above, the DCS may still retain responsibility for machine integrity and equipment safety on the surface, and may assume control of all machines if deemed necessary due to a specific event, condition, or user input.
[0047] Durante algumas operações, como manobrar para dentro ou fora do furo, o processo é dominado por atividades na superfície e somente até um ponto limitado influenciado por condições de fundo de poço. Nesse caso, o ADC ou outro sistema externo pode ao invés fornecer limites de movimento ou informação sobre condições de fundo de poço como sinais para um sistema automático ou função no DCS, ou como orientação para um operador humano.[0047] During some operations, such as maneuvering in or out of the hole, the process is dominated by surface activities and only to a limited extent influenced by downhole conditions. In this case, the ADC or other external system may instead provide motion limits or information about downhole conditions as signals to an automatic system or function in the DCS, or as guidance to a human operator.
[0048] Sistemas externos ao DCS, em um sistema ADC dedicado ou em um terceiro sistema, podem também fornecer funções que tratam da probabilidade de, ou consequências de condições ou eventos de fundo de poço indesejáveis. O DCS pode permitir tais funções por habilitar a interface de ADC/DCS a receber um conjunto de sinais de segurança com limites de estado a serem executados. O sistema DCS pode receber também níveis de disparo e/ou parâmetros de configuração de comportamento para funções disparadas.[0048] Systems external to the DCS, in a dedicated ADC system or in a third system, may also provide functions that address the probability of, or consequences of, undesirable downhole conditions or events. The DCS can enable such functions by enabling the ADC/DCS interface to receive a set of safety signals with state limits to be executed. The DCS system can also receive trigger levels and/or behavior configuration parameters for triggered functions.
[0049] Durante algumas operações, pode ser benéfico fornecer controle de loop fechado de um estado de limite de topo de coluna, por exemplo, carga de gancho ou potência rotacional. Isso pode ser realizado por localizar um computador de controle ou PLC perto do DCS existente ou equipamento efetivo sob controle. O computador de controle pode ser uma parte do ADC. O computador de controle pode ter responsabilidade para mais funções de controle de baixa latência ou alta frequência que podem ser inadequadas para implementação em computadores de propósito geral, porém são ainda desejáveis permanecer fora do DCS principal por motivos como modularidade, independência de vendedor ou como uma modificação em um DCS existente.[0049] During some operations, it may be beneficial to provide closed-loop control of a column top limit state, for example hook load or rotational power. This can be accomplished by locating a control computer or PLC close to the existing DCS or actual equipment under control. The control computer may be a part of the ADC. The control computer may have responsibility for more low-latency or high-frequency control functions that may be unsuitable for implementation on general-purpose computers, but are still desirable to remain outside the main DCS for reasons such as modularity, vendor independence, or as a modification to an existing DCS.
[0050] A interface de ADC/DCS no DCS pode ser adequada para controle de loop fechado das máquinas de perfuração. Isso sugere exigências para latências de manobra completa e confiabilidade de transmissão. Ethernet industrial ou barramento de campo é preferido. A exigência de latência não deve ser exagerada, entretanto, visto que tanto a dinâmica do sistema como o tempo de resposta exigido é relativamente baixo. (no modo de perfuração, movimento vertical raramente excede 0.5 m/s.)[0050] The ADC/DCS interface on the DCS may be suitable for closed loop control of drilling machines. This suggests requirements for full switch latencies and transmission reliability. Industrial Ethernet or fieldbus is preferred. The latency requirement should not be exaggerated, however, since both the system dynamics and the required response time are relatively low. (In drilling mode, vertical movement rarely exceeds 0.5 m/s.)
[0051] Para evitar aumentos em latência, pode ser uma exigência que o DCS não filtre quaisquer sinais fornecidos para ou recebidos do ADC. Se tal exigência for atendida, todos os limites de máquina, ou limites de outro modo fixados no DCS, podem ser ainda aplicados. Em particular, limitações de segurança fixos no DCS podem ser ainda aplicadas, onde as limitações de segurança fixas no DCS podem se referir à segurança de máquinas na superfície e pessoas.[0051] To avoid increases in latency, it may be a requirement that the DCS not filter any signals supplied to or received from the ADC. If such a requirement is met, all machine limits, or limits otherwise set in the DCS, may still apply. In particular, fixed safety limitations in DCS may still apply, where fixed safety limitations in DCS may refer to the safety of surface machines and people.
[0052] A figura 1 mostra um fluxograma ilustrando parte de um processo de perfuração de poço não revestido, e mais especificamente uma passagem de controle do processo de perfuração de poço não revestido a partir do DCS para um sistema externo, onde o sistema externo pode ser um ADC ou ADCs.[0052] Figure 1 shows a flowchart illustrating part of an uncased well drilling process, and more specifically a passage of control of the uncased well drilling process from the DCS to an external system, where the external system can be an ADC or ADCs.
[0053] O processo de perfuração de poço não revestido pode incluir tarefas de batelada acima do solo (um primeiro conjunto de operações) além de processos de perfuração contínua de fundo de poço (um segundo conjunto de operações). As tarefas de batelada podem ser definidas como tarefas que são executadas quando a coluna de perfuração é retida em cunhas. Os exemplos de tarefas de batelada incluem stand-building, manipulação de tubo horizontal e vertical, aperto e afrouxamento de tubulares, enchimento de tubo e operação de válvulas (por exemplo, a válvula de sangria de estaleiro) e bombas de lama. Processos de perfuração contínua de fundo de poço podem ser definidos como processos que são executados quando a coluna de perfuração não está retida em cunhas. Os exemplos de processos de perfuração contínua de fundo de poço incluem formações novas de perfuração, circulação de sólidos fora do furo, perfuração direcional, fazer medições, mover a coluna de perfuração e bombear fluidos. Observa-se que o processo de perfuração de poço não revestido pode incluir também processos que não se encaixam necessariamente nas categorias de tarefas de batelada e processos de perfuração contínua de fundo de poço; por exemplo, o processo de perfuração de poço não revestido pode incluir manobrar para dentro ou fora de furo, que envolve colocação e retirada repetida de cunhas, e pode envolver o bombeamento de fluido no fundo do poço e/ou rotação da coluna de perfuração.[0053] The uncased well drilling process may include above-ground batch tasks (a first set of operations) in addition to continuous downhole drilling processes (a second set of operations). Batch tasks can be defined as tasks that are performed when the drill string is held in wedges. Examples of batch tasks include stand-building, horizontal and vertical pipe handling, tightening and loosening tubulars, filling pipe, and operating valves (e.g., the shipyard bleeder valve) and mud pumps. Continuous downhole drilling processes can be defined as processes that are performed when the drill string is not retained in wedges. Examples of continuous downhole drilling processes include drilling fresh formations, circulating solids out of the hole, directional drilling, taking measurements, moving the drill string, and pumping fluids. It is noted that the uncased well drilling process may also include processes that do not necessarily fit into the categories of batch tasks and continuous downhole drilling processes; for example, the process of drilling an uncased well may include maneuvering in or out of the hole, which involves repeated placement and withdrawal of wedges, and may involve pumping fluid downhole and/or rotating the drill string.
[0054] O processo de perfuração de poço não revestido é inicialmente controlado pelo DCS. O controle pelo DCS compreende a transmissão de sinais de controle gerados pelo DCS; os sinais de controle gerados pelo DCS são tipicamente para controlar tarefas de batelada, porém podem ser para controlar processos de perfuração contínua de fundo de poço ou outros processos. Os sinais de controle de tarefa de batelada gerados pelo DCS são para controlar pelo menos um parâmetro de controle associado às tarefas de batelada. Os parâmetros de controle associados às tarefas de batelada são para controlar maquinaria de manipulação de coluna de perfuração, que inclui todas as máquinas em ou perto do piso da broca. A maquinaria de manipulação de coluna de perfuração pode incluir guinchos (controlando movimento vertical), acionamento superior (controlando movimento rotacional), plataformista de ferro, balde de lama, cunhas e equipamento de manipulação de tubo vertical e horizontal. Os parâmetros de controle associados às tarefas de batelada podem ser a posição, velocidade/speed, aceleração ou torque da maquinaria de manipulação de coluna de perfuração. O DCS ou a interface de ADC/DCS pode receber um sinal pronto a partir de ADC enquanto o DCS está controlando o processo de perfuração de poço não revestido; o DCS pode também receber sinais de controle a partir do ADC e o DCS pode não tomar medida com base em ou em resposta aos sinais de controle ou o sinal pronto recebido do ADC.[0054] The uncased well drilling process is initially controlled by the DCS. Control by the DCS comprises the transmission of control signals generated by the DCS; The control signals generated by the DCS are typically for controlling batch tasks, but may be for controlling continuous downhole drilling processes or other processes. The batch task control signals generated by the DCS are to control at least one control parameter associated with the batch tasks. The control parameters associated with batch tasks are for controlling drill string handling machinery, which includes all machinery on or near the drill floor. Drillstring handling machinery may include winches (controlling vertical movement), top drive (controlling rotational movement), iron rig, mud bucket, wedges, and vertical and horizontal pipe handling equipment. The control parameters associated with batch tasks can be the position, speed, acceleration or torque of the drill string handling machinery. The DCS or the ADC/DCS interface can receive a ready signal from the ADC while the DCS is controlling the uncased well drilling process; the DCS may also receive control signals from the ADC and the DCS may not take action based on or in response to the control signals or the ready signal received from the ADC.
[0055] Quando o sinal de início é verdadeiro, o controle de um ou mais processos de perfuração de fundo de poço é delegado do DCS para o ADC. O sinal de início é ajustado em verdadeiro com base em uma indicação de que as atividades de batelada (o primeiro conjunto de operações) são concluídas; a indicação é uma indicação de que uma ou mais das seguintes declarações é verdadeira: a coluna de perfuração é conectada às máquinas de perfuração (em particular, o acionamento superior), o percurso de fluxo a partir das bombas de lama é aberto e as cunhas foram liberadas (incluindo que a coluna foi levantada para fora das cunhas). Em particular, uma determinação é feita no DCS de que as atividades de batelada são concluídas com base em sinais de máquina recebidos no DCS a partir de uma ou mais máquinas ou bombas de perfuração. A determinação pode ser executada em um processador do DCS. A indicação de que as atividades de batelada são concluídas é gerada como resultado da determinação, e a indicação é enviada para a interface ADC/DCS do DCS. O sinal de início é então ajustado em verdadeiro na interface de ADC/DCS do DCS. O sinal de início é enviado da interface de ADC/DCS do DCS para o ADC. Alternativamente, a indicação pode ser uma indicação de que uma ou mais atividades de batelada são concluídas, com uma ou mais determinações tendo sido feita para gerar uma ou mais indicações correspondentes; nesse caso, cada de uma pluralidade de sinais de início pode ser ajustado em verdadeiro com base em uma de uma ou mais indicações, e a pluralidade de sinais de início pode ser enviada da interface de ADC/DCS do DCS para o ADC.[0055] When the start signal is true, control of one or more downhole drilling processes is delegated from the DCS to the ADC. The start signal is set to true based on an indication that batch activities (the first set of operations) are completed; indication is an indication that one or more of the following statements is true: the drill string is connected to the drilling machines (in particular, the top drive), the flow path from the mud pumps is open, and the wedges were released (including that the column was lifted out of the wedges). In particular, a determination is made at the DCS that batch activities are completed based on machine signals received at the DCS from one or more drilling machines or pumps. The determination can be performed on a DCS processor. The indication that the batch activities are complete is generated as a result of the determination, and the indication is sent to the ADC/DCS interface of the DCS. The start signal is then set to true on the DCS's ADC/DCS interface. The start signal is sent from the DCS ADC/DCS interface to the ADC. Alternatively, the indication may be an indication that one or more batch activities are completed, with one or more determinations having been made to generate one or more corresponding indications; in this case, each of a plurality of start signals may be set to true based on one of one or more indications, and the plurality of start signals may be sent from the ADC/DCS interface of the DCS to the ADC.
[0056] Em uma modalidade alternativa, a determinação de que as (ou uma ou mais) atividades de batelada são concluídas gera um sinal de alerta que é enviado para o perfurador. O sinal de alerta pode disparar um alerta visual ou aural para o perfurador. O perfurador então solicita que controle seja passado do DCS para o ADC; a solicitação do perfurador pode ter a forma de uma ação manual como pressionar um botão. Após a solicitação do perfurador, a indicação de que as atividades de batelada são concluídas (ou que uma ou mais atividades de batelada é concluída) é enviada para a interface de ADC/DCS do DCS e o sinal de início é ajustado em verdadeiro.[0056] In an alternative embodiment, the determination that the (or one or more) batch activities are completed generates an alert signal that is sent to the driller. The warning signal may trigger a visual or aural alert to the driller. The driller then requests that control be passed from the DCS to the ADC; the punch prompt can take the form of a manual action such as pressing a button. Upon request from the driller, the indication that batch activities are completed (or that one or more batch activities are completed) is sent to the DCS ADC/DCS interface and the start signal is set to true.
[0057] Um sinal de início ‘verdadeiro’ a partir da interface ADC/DCS do DCS para o ADC solicita que o ADC assuma controle das uma ou mais bombas e máquinas concordado; tal solicitação é também uma solicitação para o ADC começar a enviar sinais de controle para o DCS. O sinal de início sendo verdadeiro também pode disparar uma instrução para uma interface de DCS/máquinas do DCS para transmitir sinais de controle recebidos do ADC.[0057] A 'true' start signal from the ADC/DCS interface of the DCS to the ADC requests that the ADC take control of the one or more agreed pumps and machines; such a request is also a request for the ADC to begin sending control signals to the DCS. The start signal being true may also trigger an instruction to a DCS/DCS machine interface to transmit control signals received from the ADC.
[0058] Pode ser uma exigência que o sinal pronto enviado do ADC para o DCS seja verdadeiro para o controle a ser delegado do DCS para o ADC.[0058] It may be a requirement that the ready signal sent from the ADC to the DCS be true for the control to be delegated from the DCS to the ADC.
[0059] A delegação de controle do DCS para o ADC envolve passar o controle de pelo menos um parâmetro de perfuração de processo contínuo (onde tais parâmetros de perfuração de processo contínuo incluem uma ou mais de velocidade vertical, velocidade rotacional, taxa de bombeamento no topo de coluna, posição, volume de fluxo, aceleração, força/torque e potência) controlando processos de perfuração de fundo de poço a partir do DCS para o ADC. Nesse contexto, a passagem de controle do DCS para o ADC não significa necessariamente que o DCS estava controlando ativamente pelo menos um parâmetro de perfuração de processo contínuo antes da passagem; por exemplo, o ADC pode controlar um parâmetro de rotação após passagem que não era controlada ativamente pelo DCS durante as tarefas de batelada sendo executadas antes de passagem. Alternativamente, após passar controle de pelo menos um parâmetro de perfuração de processo contínuo do DCS para o ADC, o DCS pode transmitir sinais de controle recebidos do ADC ao invés de sinais de controle gerados pelo DCS para controlar pelo menos um parâmetro de perfuração de processamento contínuo. O controle de um ou mais de uma pluralidade de parâmetros de perfuração de processo contínuo pode ser delegado a um primeiro ADC, com controle de um ou mais dos outros parâmetros de perfuração de processo contínuo sendo delegados para um segundo ADC. O controle de todos os parâmetros de perfuração de processo contínuo pode ser delegado do DCS para o ADC.[0059] Delegation of control from the DCS to the ADC involves passing control of at least one continuous process drilling parameter (where such continuous process drilling parameters include one or more of vertical speed, rotational speed, pumping rate in the top of string, position, flow volume, acceleration, force/torque and power) controlling downhole drilling processes from the DCS to the ADC. In this context, the handover of control from the DCS to the ADC does not necessarily mean that the DCS was actively controlling at least one continuous process drilling parameter prior to the handover; for example, the ADC may control a rotation parameter after passing that was not actively controlled by the DCS during batch tasks being performed before passing. Alternatively, after passing control of at least one continuous process drilling parameter from the DCS to the ADC, the DCS may transmit control signals received from the ADC instead of control signals generated by the DCS to control at least one processing drilling parameter. continuous. Control of one or more of a plurality of continuous process drilling parameters may be delegated to a first ADC, with control of one or more of the other continuous process drilling parameters being delegated to a second ADC. Control of all continuous process drilling parameters can be delegated from the DCS to the ADC.
[0060] Após a delegação de controle de um ou mais parâmetros de perfuração de processo contínuo a partir do DCS para um ou mais ADCs, pelo menos um sinal de controle recebido do ADC na interface ADC/DCS no DCS é então transmitido pelo DCS para controlar pelo menos um parâmetro de controle dos processos de perfuração contínua de fundo de poço, e consequentemente controlar o processo de perfuração de poço não revestido. Desse modo, pelo menos um parâmetro de controle dos processos de perfuração contínua de fundo de poço pode ser controlado pelo ADC. O DCS pode continuar a transmitir sinais de controle gerados pelo DCS enquanto sinais de controle recebidos do ADC são transmitidos pelo DCS para controlar os processos de perfuração contínua de fundo de poço.[0060] After delegating control of one or more continuous process drilling parameters from the DCS to one or more ADCs, at least one control signal received from the ADC at the ADC/DCS interface on the DCS is then transmitted by the DCS to controlling at least one control parameter of the continuous downhole drilling processes, and consequently controlling the uncased well drilling process. In this way, at least one control parameter of continuous downhole drilling processes can be controlled by the ADC. The DCS can continue to transmit control signals generated by the DCS while control signals received from the ADC are transmitted by the DCS to control the continuous downhole drilling processes.
[0061] O DCS pode fornecer dados de medição disponíveis referentes a processos de fundo de poço e/ou medições na superfície para o ADC ou um sistema de segurança externo, antes e/ou após controle de pelo menos um parâmetro de perfuração de processo contínuo é delegado do DCS para o ADC. Embora o ADC esteja em controle de pelo menos um parâmetro de perfuração de processo contínuo o ADC pode usar os dados de medição disponíveis para fornecer controle automático e/ou loop fechado de pelo menos um parâmetro de perfuração de processo contínuo. Os dados de medição disponíveis enviados a partir do DCS podem compreender sinais de tempo contínuo e os sinais de controle recebidos do ADC podem compreender sinais de tempo contínuo; esses sinais de tempo contínuo podem ser permutados entre o DCS e os loops de controle básicos para o processo de perfuração. O ADC ou o sistema de segurança externo pode, com ase em ou em resposta aos dados de medição disponíveis, gerar e enviados para os sinais de segurança de DCS relacionados a condições de fundo de poço. Os sinais de segurança podem se referir a funções (funções de segurança) para reduzir o risco, probabilidade ou consequência de condições ou eventos de fundo de poço indesejáveis. Limitação do movimento axial da coluna de perfuração para evitar surtos prejudiciais ou pressões de pistão é um exemplo de tal função de segurança; outro exemplo é limitação da vazão de fluxo para a coluna de perfuração para evitar sobrepressão de fundo de poço. Os sinais de segurança podem compreender uma probabilidade de, ou uma consequência de condições ou eventos de fundo de poço indesejáveis.[0061] The DCS may provide available measurement data regarding downhole processes and/or surface measurements to the ADC or an external safety system, before and/or after controlling at least one continuous process drilling parameter is DCS delegate to ADC. Although the ADC is in control of at least one continuous process drilling parameter the ADC may use the available measurement data to provide automatic and/or closed loop control of at least one continuous process drilling parameter. Available measurement data sent from the DCS may comprise continuous time signals and control signals received from the ADC may comprise continuous time signals; These continuous time signals can be exchanged between the DCS and the basic control loops for the drilling process. The ADC or external safety system may, based on or in response to available measurement data, generate and send to the DCS safety signals related to downhole conditions. Safety signals may refer to functions (safety functions) to reduce the risk, probability or consequence of undesirable downhole conditions or events. Limiting the axial movement of the drill string to prevent damaging surges or piston pressures is an example of such a safety function; another example is limiting the flow rate to the drill string to avoid downhole overpressure. Safety signals may comprise a probability of, or a consequence of, undesirable downhole conditions or events.
[0062] Embora o controle dos parâmetros de perfuração de processo contínuo de fundo de poço principal (por exemplo, velocidade vertical, velocidade rotacional, taxa de bomba) seja aplicado pelo ADC somente quando o ADC está ativo, os sinais de segurança relacionados a condições de fundo de poço geradas pelo ADC ou o sistema de segurança externo podem ser usados para reduzir o risco de dano ao poço devido a alterações inesperadas em condições; em particular, funções adicionais com base nos sinais de segurança podem ser ativas durante todo o tempo, incluindo quando o ADC está inativo. A limitação do movimento axial da coluna de perfuração para evitar surtos prejudiciais ou pressões de pistão é um exemplo de tal uma função adicional; outro exemplo é limitação da vazão de fluxo para a coluna de perfuração para evitar sobrepressão de fundo de poço.[0062] Although control of main downhole continuous process drilling parameters (e.g., vertical speed, rotational speed, pump rate) is applied by the ADC only when the ADC is active, safety signals related to conditions downhole signals generated by the ADC or external safety system can be used to reduce the risk of damage to the well due to unexpected changes in conditions; in particular, additional functions based on safety signals can be active at all times, including when the ADC is inactive. Limiting axial movement of the drill string to prevent damaging surges or piston pressures is an example of such an additional function; another example is limiting the flow rate to the drill string to avoid downhole overpressure.
[0063] O DCS pode receber os sinais de segurança relacionados a condições de fundo de poço a partir do ADC ou do sistema de segurança externo, e em resposta a ou com base nos sinais de segurança relacionados a condições de fundo de poço o DCS pode voltar a ter controle de pelo menos um parâmetro de perfuração de processo contínuo a partir do ADC; nesse caso o DCS cessa de transmitir os sinais de controle fornecidos pelo ADC. Alternativamente, o DCS pode limitar temporariamente os sinais de controle fornecidos pelo ADC e transmitidos pelo DCS com base nos sinais de segurança relacionados a condições de fundo de poço.[0063] The DCS may receive the safety signals related to downhole conditions from the ADC or the external safety system, and in response to or based on the safety signals related to downhole conditions the DCS may regain control of at least one continuous process drilling parameter from the ADC; in that case the DCS ceases to transmit the control signals provided by the ADC. Alternatively, the DCS can temporarily limit the control signals provided by the ADC and transmitted by the DCS based on safety signals related to downhole conditions.
[0064] O DCS é capaz de voltar a ter controle de pelo menos um parâmetro de perfuração de processo contínuo a partir do ADC com base em ou em resposta a limites de segurança aplicados pelo DCS ou sinais de segurança recebidos de sistemas de segurança externos, onde os limites de segurança aplicados pelo DCS e/ou sinais de segurança recebidos de sistemas de segurança externos referem-se à segurança de máquinas de perfuração na superfície e/ou pessoas. Alternativamente, o DCS pode limitar os sinais de controle recebidos do ADC e transmitidos pelo DCS com base em ou em resposta aos limites de segurança aplicados pelo DCS ou sinais de segurança recebidos de sistemas de segurança externos.[0064] The DCS is capable of taking back control of at least one continuous process drilling parameter from the ADC based on or in response to safety limits applied by the DCS or safety signals received from external safety systems, where safety limits applied by the DCS and/or safety signals received from external safety systems refer to the safety of surface drilling machines and/or people. Alternatively, the DCS may limit control signals received from the ADC and transmitted by the DCS based on or in response to safety limits applied by the DCS or safety signals received from external safety systems.
[0065] Observa-se que embora todos os sinais de controle do ADC para controlar pelo menos um parâmetro de perfuração de processo contínuo sejam tipicamente aplicados através do DCS (e alguns sinais/comandos de controle, comandos de elevação, por exemplo, são necessários ser aplicados através do DCS, devido a exigências de segurança de máquina mais fortes para equipamento de elevação), pelo menos um parâmetro de perfuração de processo contínuo pode ser controlado diretamente pelo ADC; isto é, o ADC pode transmitir sinais de controle para controlar pelo menos um parâmetro de perfuração de processo contínuo. A aplicação direta de sinais de controle a partir do ADC em máquinas de perfuração pode ser aplicável quando a máquina/equipamento não é normalmente operada pelo DCS (por exemplo, em operações de perfuração de pressão gerenciadas), ou o sistema de controle de perfuração é antigo e incapaz de receber os sinais de controle a partir do ADC.[0065] It is noted that although all ADC control signals to control at least one continuous process drilling parameter are typically applied through the DCS (and some control signals/commands, elevation commands, for example, are required be applied through the DCS, due to stronger machine safety requirements for lifting equipment), at least one continuous process drilling parameter can be directly controlled by the ADC; that is, the ADC may transmit control signals to control at least one continuous process drilling parameter. Direct application of control signals from the ADC to drilling machines may be applicable when the machine/equipment is not normally operated by the DCS (e.g. in managed pressure drilling operations), or the drilling control system is old and unable to receive control signals from the ADC.
[0066] Se o sinal “completo” recebido do ADC na interface ADC/DCS do DCS for verdadeiro, o controle de pelo menos um parâmetro de perfuração de processo contínuo é renunciado de volta do ADC para o DCS; isso significa que a transmissão de sinais de controle recebidos do ADC é cessada, e somente sinais de controle gerados pelo DCS são subsequentemente transmitidos para controlar o processo de perfuração de poço não revestido.[0066] If the “complete” signal received from the ADC at the ADC/DCS interface of the DCS is true, control of at least one continuous process drilling parameter is relinquished back from the ADC to the DCS; This means that the transmission of control signals received from the ADC is ceased, and only control signals generated by the DCS are subsequently transmitted to control the uncased well drilling process.
[0067] A figura 2 ilustra a relação entre o ADC, o DCS e as máquinas de perfuração e os sinais que são enviados entre essas entidades. Sinais de coordenação podem ser compartilhados entre o ADC e o DCS. Sinais de controle são transmitidos do DCS para controlar o processo de perfuração de poço não revestido; antes de o controle ser delegado do DCS para o ADC, os sinais de controle transmitidos são gerados pelo DCS em um processador do DCS, e após controle é delegado do DCS para o ADC, sinais de controle recebidos do ADC no DCS (ou na interface ADC/DCS no DCS) são transmitidos. Dados de medição e outros dados podem ser armazenados no armazenamento de memória do DCS. Sinais de controle podem ser recebidos diretamente nas bombas e máquinas de perfuração do ADC. Dados de medição a partir das bombas e máquinas de perfuração podem ser recebidos na interface de máquinas/DCS do DCS, e o DCS pode fornecer os dados de medição disponíveis para o ADC ou o sistema de segurança externa por enviar os dados de medição disponíveis da interface de ADC/DCS do DCS. O ADC ou o sistema de segurança externo pode enviar sinais de segurança para o DCS.[0067] Figure 2 illustrates the relationship between the ADC, the DCS and the drilling machines and the signals that are sent between these entities. Coordination signals can be shared between the ADC and the DCS. Control signals are transmitted from the DCS to control the uncased well drilling process; Before control is delegated from the DCS to the ADC, transmitted control signals are generated by the DCS at a DCS processor, and after control is delegated from the DCS to the ADC, control signals received from the ADC at the DCS (or at the ADC/DCS in DCS) are transmitted. Measurement data and other data can be stored in the DCS memory storage. Control signals can be received directly at the ADC's pumps and drilling machines. Measurement data from the pumps and drilling machines can be received at the DCS machine/DCS interface, and the DCS can provide the available measurement data to the ADC or the external security system by sending the available measurement data from the DCS ADC/DCS interface. The ADC or external security system can send security signals to the DCS.
[0068] Será reconhecido pela pessoa versada na técnica que várias modificações podem ser feitas nas modalidades acima descritas sem se afastar do escopo da presente invenção.[0068] It will be recognized by the person skilled in the art that various modifications can be made to the above-described embodiments without departing from the scope of the present invention.
Claims (17)
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB1609037.5A GB2550849B (en) | 2016-05-23 | 2016-05-23 | Interface and integration method for external control of the drilling control system |
| GB1609037.5 | 2016-05-23 | ||
| PCT/NO2017/050124 WO2017204655A1 (en) | 2016-05-23 | 2017-05-22 | Interface and integration method for external control of drilling control system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BR112018073967A2 BR112018073967A2 (en) | 2019-02-26 |
| BR112018073967B1 true BR112018073967B1 (en) | 2023-07-11 |
Family
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