EA008422B1 - Система и способ бурения скважины - Google Patents
Система и способ бурения скважины Download PDFInfo
- Publication number
- EA008422B1 EA008422B1 EA200600444A EA200600444A EA008422B1 EA 008422 B1 EA008422 B1 EA 008422B1 EA 200600444 A EA200600444 A EA 200600444A EA 200600444 A EA200600444 A EA 200600444A EA 008422 B1 EA008422 B1 EA 008422B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- pressure
- fluid
- drilling fluid
- drilling
- well
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 143
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 232
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 48
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 48
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 24
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 6
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims description 5
- 238000004043 dyeing Methods 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 20
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 16
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 14
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 14
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 6
- 230000006870 function Effects 0.000 description 6
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 4
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 101000875582 Homo sapiens Isoleucine-tRNA ligase, cytoplasmic Proteins 0.000 description 2
- 102100036015 Isoleucine-tRNA ligase, cytoplasmic Human genes 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 2
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- 240000008564 Boehmeria nivea Species 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 210000005069 ears Anatomy 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000009532 heart rate measurement Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
-
- 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
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Система (100) для бурения скважины в подземной формации, содержащая бурильную колонну (112), проходящую в скважину и образующую перепускной канал бурового раствора между бурильной колонной и внутренней стенкой буровой скважины; выпускной канал (124) бурового раствора, сообщенный с перепускным каналом (115); насосное средство (138) для нагнетания бурового раствора по бурильной колонне в выпускной канал через перепускной канал; средство (123, 128, 130) противодавления для управления противодавлением бурового раствора; средство (141, 143) для нагнетания текучей среды, содержащее впускной канал (141), сообщающий впуск (143) текучей среды с перепускным каналом, и датчик (156) давления текучей среды, способный измерять давление текучей среды во впускном канале; средство (238) управления противодавлением для управления средством (123, 128, 130) противодавления, предназначенное регулировать обратное давление.
Description
Настоящее изобретение относится к системе и способу для бурения скважины в подземной формации.
Разведка и добыча углеводородов из подземных пластов нуждается в способе для достижения и извлечения углеводородов из пласта. В типичном случае это достигается бурением скважины буровой установкой. Буровая установка используется для поддержки и вращения бурильной колонны, состоящей из буровых труб с буровой коронкой, закрепленной на конце. Кроме того, используется система нагнетания для циркуляции по замкнутой системе текучей среды, состоящей из основной текучей среды, типично воды или нефти, и различных присадок, по бурильной колонне затем текучая среда выходит через вращающуюся буровую коронку и протекает обратно к поверхности через кольцевое пространство, образованное между стенкой ствола скважины и бурильной колонной. Буровой раствор служит для следующих целей: обеспечение поддержки стенки ствола скважины, предотвращение или, в случае бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, сдерживание пластовых жидкостей или газов от проникновения в скважину, вынос выбуренной буровой коронкой породы на поверхность, доставка гидравлической энергии к инструментальным средствам, закрепленным на бурильной колонне и охлаждение коронки. После циркуляции по замкнутой схеме через скважину буровой раствор протекает обратно в систему управления промывкой буровым раствором, состоящую, как правило, из стола вибрационного грохота для удаления твердых фракций, приемной емкости для бурового раствора и ручного или автоматического средства для добавления различных: химикатов или присадок для сохранения свойств возвратной текучей среды такими, какие требуются для операции бурения. Как только текучая среда была обработана, она по замкнутой системе закачивается обратно в скважину посредством повторного нагнетания в верхнюю часть бурильной колонны с помощью системы нагнетания.
Во время буровых работ буровой раствор оказывает давление на внутреннюю стенку ствола скважины, которое главным образом состоит из гидростатической составляющей, связанной с весом столба бурового раствора, и динамической составляющей, связанной с фрикционными потерями давления, вызванными, например, скоростью циркуляции текучей среды или перемещением бурильной колонны.
Давление текучей среды в скважине выбирается из условия, что, в то время как текучая среда неподвижна или циркулирует при проведении бурильных работ, оно не превышает давления гидравлического разрыва пласта или прочности пласта. Если прочность пласта превышена, происходят разрывы пласта, которые создают проблемы бурения, такие как потери текучей среды и нестабильность ствола скважины. С другой стороны, при бурении с повышенным гидростатическим давлением в стволе скважины плотность текучей среды выбирается из условия, чтобы давление в скважине всегда поддерживалось выше порового давления для предотвращения проникновения пластовых текучих сред в скважину, тогда как во время бурения при пониженном гидростатическом давлении давление в скважине поддерживается точно ниже рабочего давления для обеспечения управляемого проникновения в скважину пластовых текучих сред (основного управления скважиной).
Диапазон регулирования давления, с поровым давлением по одну сторону и прочностью пласта по другую сторону, известен как «рабочее окно».
По соображениям безопасности и управления давлением, на устье скважины может быть установлен противовыбросовый превентор, ниже пола буровой вышки, который изолирует ствол скважины при проникновении пластовых жидкостей или газа в ствол скважины (вторичное управление скважиной) незапланированным или неуправляемым образом. Такие нежелательные поступления, как правило, указываются как «выбросы». Обычно противовыбросовый превентор будет использоваться только в аварийной ситуации, т.е. в ситуациях управления давлением в стволе скважины.
В патенте США 6,035,952, выданном Брэдфилду и другим и переуступленном Вакег Нидйек 1псогрогаЮТ закрытая система ствола скважины используется для бурения при пониженном гидростатическом давлении, т.е., давление в затрубном пространстве поддерживается ниже порового давления пласта.
В патенте США 6,352,129 (компании 8йе11 011) описаны способ и система для регулирования давления текучей среды в стволе скважины во время бурения с использованием насоса противодавления в гидродинамической связи с кольцевым выпускным каналом, в дополнение к основному насосу для циркуляции бурового раствора по кольцевому каналу через бурильную колонну.
Точное управление давлением текучей среды в стволе скважины облегчается точными сведениями о давлении в забое скважины. Однако в стволе скважины с бурильной колонной переменного вращения и, возможно, со всеми разновидностями скважинных переводников, которые приводятся в действие циркуляционным потоком бурового раствора, является проблемой контролировать давление в забое скважины в реальном времени. Измерения давления бурового раствора в бурильной колонне или в скважине, близкие к уровню поверхности, часто являются слишком далеко удаленными от нижнего конца скважины для обеспечения точной основы для расчета или оценки действующего давления в забое скважины. С другой стороны, доступные в настоящее время скорости передачи данных являются слишком низкими для использования непосредственных данных давления в забое скважины, снятых телеметрическим датчиком определения параметров в процессе бурения, в качестве управляющего сигнала обратной связи в реальном времени.
Таким образом, целью изобретения является создание системы и способа для бурения скважины в
- 1 008422 подземной формации, обеспечивающих усовершенствованное управление давлением текучей среды в стволе скважины.
Согласно изобретению создана система для бурения скважин в подземной формации, имеющей внутреннюю стенку, содержащая бурильную колонну, проходящую в скважину и образующую перепускной канал бурового раствора между бурильной колонной и внутренней стенкой скважины, выпускной канал бурового раствора, сообщенный с перепускным каналом бурового раствора, насосное средство для нагнетания бурового раствора по бурильной колонне в скважину и в выпускной канал бурового раствора через перепускной канал бурового раствора, средство противодавления для управления противодавлением бурового раствора, средство нагнетания текучей среды, содержащее впускной канал текучей среды, сообщающий впуск текучей среды с перепускным каналом бурового раствора, и датчик давления нагнетаемой текучей среды, предназначенный для создания сигнала давления в соответствии с давлением нагнетаемой текучей среды во впускном канале текучей среды, средство для управления средством противодавления, способное принимать сигнал давления и регулировать средство противодавления в зависимости от, по меньшей мере, сигнала давления.
Изобретение также предоставляет способ бурения скважины в подземной формации, имеющей внутреннюю стенку, содержащий следующие этапы:
размещение бурильной колонны в скважине и формирование перепускного канала бурового раствора между бурильной колонной и внутренней стенкой буровой скважины;
нагнетание бурового раствора по бурильной колонне в скважину и через перепускной канал бурового раствора в выпускной канал бурового раствора, сообщенный с перепускным каналом бурового раствора;
управление противодавлением бурового раствора посредством управления средством противодавления;
нагнетание текучей среды из впуска текучей среды через впускной канал текучей среды в буровой раствор в перепускном канале бурового раствора;
создание сигнала давления в соответствии с давлением нагнетаемой текучей среды во впускном канале текучей среды;
управление средством противодавления посредством регулирования средства противодавления в зависимости по меньшей мере от сигнала давления.
Давление нагнетаемой текучей среды во впускном канале текучей среды представляет относительно точный индикатор для давления бурового раствора в зазоре бурового раствора на глубине, где текучая среда нагнетается в интервал бурового раствора. Поэтому сигнал давления, выработанный датчиком давления текучей среды в любом месте впускного канала текучей среды, может быть использован подходящим образом, например, в качестве входного сигнала для управления средством противодавления для контроля давления бурового раствора в перепускном канале бурового раствора.
При необходимости сигнал давления выборочно может быть скомпенсирован на вес столба нагнетаемой текучей среды и/или на динамические потери давления, возникающие в текучей среде между датчиком давления во впускном канале текучей среды и местом нагнетания в перепускной канал бурового раствора, например, для получения точного значения давления нагнетания в перепускном канале бурового раствора на глубине, где текучая среда нагнетается в зазор бурового раствора.
В отличие от канала бурового раствора внутри бурильной колонны, впускной канал текучей среды предпочтительно может быть предназначен только для одной цели, которая заключается во впуске текучей среды для нагнетания в зазор бурового раствора. Таким образом, его гидростатическое и гидродинамическое взаимодействие с нагнетаемой текучей средой может точно определяться и поддерживаться неизменным во время работы для точного установления веса нагнетаемой текучей среды и динамических потерь давления во впускном канале.
Изобретение применимо по меньшей мере для управления давлением во время бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, бурения с уравновешенным гидростатическим давлением, бурения с повышенным гидростатическим давлением или при операциях заканчивания скважины.
Ясно, что изобретение может использовать только один датчик давления текучей среды или множество таких датчиков, если так требуется, например, размещенных в различных положениях.
В публикации \УО 02/084067 раскрыта буровая скважина, в которой зазор бурового раствора образован внутренним кольцевым пространством ствола скважины, а впускной канал текучей среды представляет собой внешнее кольцевое пространство для переноса текучей среды с поверхности на требуемую глубину нагнетания. Текучая среда нагнетается во внутреннее кольцевое пространство для динамического управления давлением циркуляции в стволе скважины, при этом высокая скорость нагнетания легкой текучей среды приводит к низкому давлению в забое скважины.
В отличие от вышеизложенного настоящее изобретение использует средство противодавления для управления давлением в забое скважины, и давление нагнетания текучей среды используется для управления средством противодавления. Было обнаружено, что при управлении средством противодавления в ответ на давление нагнетания текучей среды давление в забое скважины является более точно контроли
- 2 008422 руемым и более стабильным, чем при управлении давлением в забое скважины непосредственным регулированием скорости нагнетания текучей среды.
Тем не менее, скорость нагнетания текучей среды может управляться согласованно с управлением средством противодавления. Это является конкретным преимуществом при запуске или прекращении циркуляции для того, чтобы избежать поддерживания скорости нагнетания текучей среды при нереальных значениях.
В предпочтительном варианте осуществления перепад давлений бурового раствора в перепускном канале бурового раствора в нижней части ствола скважины, расположенной между точкой нагнетания текучей среды и забоем скважины, может быть рассчитан с использованием гидравлической модели, учитывающей, в числе прочего, геометрию скважины. Так как гидравлическая модель, посредством этого, используется только для расчета перепада давления на относительно небольшом участке скважины, ожидается, что точность должна быть намного лучшей, чем при перепаде давлений, который должен быть рассчитан на полной длине скважины.
Для увеличения точности определения давления в забое скважины текучая среда предпочтительно нагнетается как можно ближе к забою скважины.
Впускной канал текучей среды предпочтительно проходит к поверхности или вблизи нее, где бурильная колонна входит в буровую скважину, тем самым, обеспечивая возможность вырабатывать сигнал давления на. поверхности или близко к поверхности. Это является более удобным и, в частности, предусматривает более быстрый контроль сигнала давления, чем когда сигнал давления вырабатывался бы на большой глубине, ниже уровня поверхности.
Нагнетаемой текучей средой может быть жидкость или газ. Предпочтительно, средство нагнетания текучей среды выполнено с возможностью нагнетать текучую среду, имеющую массовую плотность, меньшую, чем массовая плотность бурового раствора. Посредством нагнетания текучей среды меньшей плотности гидростатическая компонента давления забоя скважины уменьшается. Это предусматривает больший динамический диапазон управления для средства противодавления.
Однако закачиваемая текучая среда предпочтительно представляет собой газ, в частности, инертный газ, например, такой как газообразный азот (Ν2). Динамические потери давления газа во впускном канале текучей среды по желанию могут учитываться, но предполагается, что их влияние на сигнал давления должно быть незначительным по сравнению с весом газового столба. Таким образом, давление газа, скомпенсированное на вес газового столба, для практических целей может быть принято почти равным давлению бурового раствора в зазоре бурового раствора на глубине нагнетания.
Изобретение будет проиллюстрировано далее в качестве примера со ссылкой на сопроводительные чертежи, на которых изображено следующее:
фиг. 1 изображает схему системы для бурения согласно варианту осуществления изобретения;
фиг. 2 - схему скважины в системе в соответствии с изобретением;
фиг. 3 - структурную схему системы контроля и управления давлением, используемой в варианте осуществления изобретения;
фиг. 4 - функциональную схему работы системы контроля и управления давлением;
фиг. 5 - схему системы для бурения согласно еще одному варианту осуществления изобретения;
фиг. 6 - схему системы для бурения согласно еще одному другому варианту осуществления изобретения.
На этих фигурах одинаковые элементы обозначены идентичными ссылочными номерами.
На фиг. 1 показана система 100 для бурения скважины с поверхности, использующая настоящее изобретение. Понятно, что система для морского бурения также может использовать данное изобретение.
Буровая система 100 состоит из буровой установки 102, которая используется для обеспечения буровых работ. Многие из компонентов, используемых в установке 102, такие как ведущая бурильная труба, приводные трубные ключи, скользящие клиновые плашки, буровые лебедки и другое оборудование не показаны для упрощения изображения. Установка 102 используется для проведения буровых и разведочных работ в пласте 104. Скважина 106 является частично пробуренной.
Бурильная колонна 112 проходит в скважину 106, тем самым образуя кольцевое пространство между стенкой ствола скважины и бурильной колонной 112, и/или между необязательной обсадной колонной 101 скважины и бурильной колонной 112. Одной из функций бурильной колонны 112 является перемещение бурового раствора 150, использование которого желательно при операции бурения, к забою скважины и в кольцевое пространство скважины.
Бурильная колонна 112 поддерживает оборудование 113 низа бурильной колонны, которое включает буровую коронку 120, забойный двигатель 118, узел 119 датчика, запорный клапан (не показан) для предотвращения обратного потока бурового раствора из кольцевого пространства в бурильную колонну.
Узел 119 датчика, например, может быть предоставлен в виде комплекта датчиков для измерения забойных параметров во время бурения или для измерения забойных параметров при каротаже. В частности, он может включать измерительный преобразователь 116 давления для определения давления бурового раствора в кольцевом пространстве в забое скважины или вблизи него.
Оборудование 113 в показанном варианте осуществления также включает узел 122 телеметрии, ко
- 3 008422 торый может использоваться для передачи информации давления, информации при вышеуказанных измерениях в процессе бурения или каротажа, а также информации о бурении, которая должна приниматься на поверхности. Может быть использована память данных, включающая память данных давления для временного хранения собранных данных давления перед передачей информации.
Буровой раствор 150 может храниться в резервуаре 136, который на фиг. 1 изображен в виде приемной емкости для бурового раствора. Резервуар 136 сообщен с насосным средством, в частности, с основным насосным средством, содержащим один или несколько буровых насосов 138, которые при работе, выкачивают буровой раствор 150 через трубопровод 140. Необязательный расходомер 152 может быть расположен последовательно с одним или несколькими буровыми насосами, как выше него по течению, так и ниже по течению. Трубопровод 140 присоединен к последнему трубному замку бурильной колонны 112.
Во время работы буровой раствор 150 нагнетается вниз по бурильной колонне 112 и оборудованию 113 и проходит в буровую коронку 120, и перемещает выбуренную породу от коронки 120 и возвращает ее из глубины на поверхность в перепускной канал 115 бурового раствора, который обычно образован кольцевым пространством скважины. Буровой раствор 150 возвращается к поверхности и проходит через боковой выпуск, по выпускному каналу 124 бурового раствора и, необязательно, через различные уравнительные резервуары и телеметрические системы (не показаны).
На фиг. 2 схематично показаны следующие детали конфигурации скважины, которые относятся к системе нагнетания текучей среды в буровой раствор, который содержится в перепускном канале бурового раствора. Впускной канал текучей среды предоставлен в виде внешнего кольцевого пространства 141. Внешнее кольцевое пространство 141 сообщает впуск 143 нагнетаемой текучей среды с перепускным каналом 115 бурового раствора, в зазор которого текучая среда может нагнетаться через точку 144 нагнетания.
Соответственно, впуск 143 текучей среды размещен на поверхности.
Средство ограничения переменного потока, такое как нагнетательный штуцер или нагнетательный клапан выборочно используется для отделения впускного канала 141 текучей среды от перепускного канала 115 бурового раствора. Посредством этого достигается то, что нагнетание текучей среды в буровой раствор может быть прервано при поддержании повышенного давления впускного канала текучей среды.
Нагнетаемая текучая среда имеет меньшую плотность, чем плотность бурового раствора, для уменьшения гидростатического давления в области забоя скважины поблизости от буровой коронки 120 вследствие более низкого веса столба текучей среды, которая присутствует в перепускном канале 115.
Текучая среда может представлять собой газ, которым может быть, например, газообразный азот. Датчик 156 давления нагнетаемой текучей среды, сообщенный с впускным каналом 141 текучей среды, используется для контроля давления текучей среды во впускном канале 144. Впускной канал 141 проходит к уровню поверхности в установке так, что датчик 156 давления может быть размещен на уровне поверхности, а данные давления, выработанные датчиком 156 давления, без задержки доступны на поверхности.
Во время циркуляции бурового раствора 150 по бурильной колонне 112 и скважине 106, смесь бурового раствора 150, возможно содержащего выбуренную породу, и нагнетаемой текучей среды протекает через верхнюю часть 149 перепускного канала 115 вниз по течению от точки 144 нагнетания. После этого смесь перемещается к средству 131 противодавления.
Герметичное изолирующее уплотнение используется для изоляции бурильной колонны и поддержания давления в кольцевом пространстве скважины. В варианте осуществления, показанном на фиг. 1, герметичное изолирующее уплотнение выполнено в виде вращающейся крышки на верхней части противовыбросового превентора 142, и через уплотнение проходит бурильная колонна. Вращающаяся крышка формирует, когда она задействована, уплотнение вокруг бурильной колонны 112, изолирующее давление, но по-прежнему допускающее вращение и возвратно-поступательное движение бурильной колонны. В качестве альтернативы, может быть использован вращающийся противовыбросовый превентор.
Уплотнение, изолирующее давление, может рассматриваться как часть системы противодавления.
Как показано на фиг. 1, когда смесь возвращается к поверхности, она проходит через боковой выпуск ниже герметичного изолирующего уплотнения к средству противодавления, обеспечивающему регулируемое противодавление в смеси бурового раствора, содержащейся в перепускном канале 115. Средство противодавления содержит приспособление ограничения переменного потока, предпочтительно в виде износостойкого штуцера 130. Известно, что есть штуцеры, предназначенные для работы в буровом растворе 150, содержащем прочные буровые шламы и твердые фракции. Штуцер 130 является одним из штуцеров такого типа и дополнительно допускает работу при переменных давлениях, скоростях потока и на протяжении многочисленных рабочих циклов.
Буровой раствор 150 выходит из штуцера 130 и протекает через необязательно имеющийся расходомер 126 для направления его через необязательно имеющийся дегазатор 1 и средство 129 отделения твердых фракций. Дегазатор 1 и средство 129 отделения твердых фракций предназначены для удаления избыточного газа и других загрязнений, в том числе выбуренной породы, из бурового раствора 150. После прохождения средства 129 отделения твердых фракций буровой раствор 150 возвращается в резерву
- 4 008422 ар 136.
Расходомер 126 может быть расходомером балансирного типа или другим расходомером высокого разрешения. Датчик 147 противодавления может быть выборочно предусмотрен в выпускном канале 124 бурового раствора выше по течению от приспособления ограничения переменного потока. Расходомер, подобный расходомеру 126, может быть размещен выше по течению от средства 131 противодавления, в дополнение к датчику 147 противодавления.
Средство управления противодавлением включает систему 146 контроля давления в кольцевом пространстве, создающую управляющие сигналы, поступающие, по меньшей мере, в средство 131 противодавления, а также выборочно в систему нагнетания текучей среды и/или в основное насосное средство.
Возможность обеспечивать регулируемое противодавление во время всей последовательности операций бурения и заканчивания скважины является значительным усовершенствованием по сравнению с традиционными буровыми системами, в частности, относительно систем для бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, где давление бурового раствора должно поддерживаться настолько низким, насколько допустимо в рабочем окне.
В общих чертах, требуемое противодавление для получения желательного давления в забое скважины определяется посредством получения информации о существующем давлении бурового раствора в забое скважины поблизости от оборудования 113, указываемом как давление забоя скважины, сравнения информации с желательным давлением в забое скважины, и использования разницы между ними для определения заданного противодавления и управления средством противодавления для установки противодавления, близкого к заданному противодавлению.
Давление закачиваемой текучей среды во впускном канале 141 преимущественно используется для получения информации, необходимой для определения текущего давления забоя скважины. До тех пор, пока текучая среда нагнетается в перепускной канал бурового раствора, давление текучей среды на глубине нагнетания может предполагаться равным давлению бурового раствора в точке 144 нагнетания. Таким образом, давление, которое определено датчиком 156 давления, преимущественно может быть использовано, чтобы вырабатывать сигнал давления для использования в качестве сигнала обратной связи для управления или регулирования системы противодавления.
Отмечается, что изменение гидростатического давления в забое скважины, которое могло бы быть следствием возможного изменения в скорости нагнетания текучей среды, компенсируется в достаточно хорошем приближении вышеописанной управляемой регулировкой средства противодавления. Таким образом, при управлении средством противодавления в соответствии с изобретением, давление текучей среды в скважине почти не зависит от скорости нагнетания текучей среды.
Один из возможных способов для использования сигнала давления, соответствующего давлению закачиваемой текучей среды, состоит в том, чтобы управлять системой противодавления для поддержания давления закачиваемой: текучей среды на некотором подходящем постоянном значении на всем протяжении операции бурения или заканчивания скважины. Точность увеличивается, когда точка 144 нагнетания находится поблизости от забоя буровой скважины.
Когда точка 144 нагнетания не так близка к забою скважины, предпочтительно должна быть установлена абсолютная величина перепада давлений на части перепускного канала бурового раствора, проходящего между точкой 144 нагнетания и забоем буровой скважины. Для этого может быть использована гидравлическая модель, которая будет описана ниже.
На фиг. 3 показана структурная схема возможной системы 146 контроля давления. Системные входные данные для этой системы 146 контроля давления включают давление 203 закачиваемой текучей среды, которое было измерено с помощью датчика 156 давления, и могут включать давление 202 в забое скважины, которое было измерено узлом 119 датчика, передано импульсным узлом 122 измерения параметров во время бурения (или другой телеметрической системой) и принято оборудованием измерительного преобразователя (не показано) на поверхности. Другие системные входные данные включают давление 200 насоса, скорость 204 входного потока по расходомеру 152 или по ходу поршня бурового насоса, скомпенсированную по эффективности, скорость проходки и скорость вращения колонны, а также и нагрузку на коронку и вращающий момент на коронке, которые могут передаваться из оборудования 113 с глубины в кольцевое пространство в виде импульса давления. Обратный поток, выборочно, измеряется с использованием расходомера 126, если предусмотрено.
Сигналы, представляющие входные данные, передаются в узел 230 управления, который состоит из блока 232 управления буровой установки, одной или нескольких станций 234 оператора бурения, процессора 236 динамического управления давлением в кольцевом пространстве и программируемого логического контроллера (ПЛК) 238 противодавления, которые соединены общей сетью передачи данных или магистральной шиной 240 промышленного типа. В частности, узел 230 управления выполнен с возможностью принимать и накапливать данные и делать данные доступными через общую сеть передачи данных или магистральную шину 240 промышленного типа для ОАРС-процессора 236.
ЭАРС-процессор 236, соответственно, может быть основанной на персональном компьютере 8САОА-системой (диспетчерского управления и сбора данных), выполняющей гидравлическую модель
- 5 008422 и соединенной с контроллером 238. ЭЛРС-процессор 236 выполняет три функции, контроль состояния давления скважины во время буровых работ, прогнозирование реакции скважины на непрерывное бурение и выдачу команд в контроллер противодавления для управления средством 131 противодавления. Кроме того, команды также могут выдаваться в одно или более основных насосных средств 138 и систему нагнетания текучей среды. Специальная логика, связанная с ЭЛРС-процессором 236, далее будет обсуждена дополнительно.
Схематичная модель функциональных возможностей ЭЛРС-системы 146 контроля давления показана на фиг. 4. ЭЛРС-процессор 236 включает в себя возможности программирования для выполнения функции управления и функции калибровки модели в реальном времени. ЭЛРС-процессор принимает входные данные из различных источников и непрерывно рассчитывает в реальном времени правильное заданное значение противодавления для достижения желательного давления в забое скважины. Затем заданное значение пересылается в программируемый логический контроллер 238, который вырабатывает управляющие сигналы для управления средством 131 противодавления.
Давление 263 в кольцевом пространстве на глубине нагнетания закачиваемой текучей среды определяется модулем 259 управления с использованием некоторых фиксированных параметров 250, в том числе глубины точки 144 нагнетания, и некоторых фиксированных данных 255 о закачиваемой текучей среде, таких как масса текучей среды, и некоторые переменные данные 257 о нагнетании закачиваемой текучей среды, включая, по меньшей мере, сигнал 203 давления, выработанный датчиком 156 давления и выборочно данные, такие как скорость нагнетания закачиваемой текучей среды. Впускной канал 141 закачиваемой текучей среды проходит к уровню поверхности в установке так, что данные, выработанные датчиком 156 давления, без задержки доступны в качестве входного сигнала для системы управления противодавлением.
Когда N2, или другой подходящий газ, используется в качестве нагнетаемой текучей среды, предполагается, что давление в перепускном канале 115 на глубине нагнетания может быть равным давлению закачиваемой текучей среды на поверхности, скомпенсированному на вес столба закачиваемой текучей среды. Когда используется жидкость при любой заметной скорости нагнетания, динамические потери давления также должны быть учтены.
Перепад 262 давлений над нижней частью кольцевого пространства, проходящей между точкой 144 нагнетания и областью забоя скважины, добавляется к давлению 263 в точке 144 нагнетания.
Входные параметры для определения этого перепада давлений делятся на три основные группы. Первой группой являются относительно постоянные параметры 250, включающие такие параметры как геометрия скважины, бурильной колонны, обсадной колонны, диаметры сопел буровой коронки и траектория скважины. Тогда как очевидно, что действительная траектория скважины может отклоняться от запланированной траектории, отклонение может быть учтено коррекцией запланированной траектории. Также в эту группу параметров входят температурный профиль текучей среды в кольцевом пространстве и состав текучей среды. Как и геометрические параметры, они в целом известны и не изменяются быстро по ходу буровых работ. В частности, с ЭЛРС-системой, одна из целей состоит в сохранении плотности и состава бурового раствора 150 относительно постоянным с использованием противодавления для обеспечения дополнительного давления для управления давлением в кольцевом пространстве.
Второй группой параметров 252 являются параметры, быстро меняющиеся по природе, которые считываются и регистрируются в реальном времени. Система сбора данных установки предоставляет эту информацию через общую сеть 240 данных ЭЛРС-процессору 236. Эта информация включает данные 203 давления закачиваемой текучей среды, выработанные датчиком 156 давления, данные скорости потока, предоставленные обоими расходомерами 152 и 126, и/или измерением хода поршня насоса, соответственно, скорости проходки бурильной колонны или скорости вращения бурильной колонны, глубины коронки и глубины скважины, все последние являются получаемыми из непосредственных измерений датчика установки.
Показанные на фиг. 4 данные 254 давления в забое скважины предоставляются чувствительным к давлению инструментом 116, выборочно, через память 205 данных давления, расположенную в оборудовании 113 низа бурильной колонны. Данные, собранные этим инструментом, передаются на поверхность скважинным узлом 122 телеметрии. Принимается во внимание, что большинство из современных телеметрических систем имеет ограниченную пропускную способность и/или скорость передачи данных. Поэтому измеренные данные давления могут быть приняты на поверхности с некоторой задержкой. Другими входными параметрами системы являются желательное заданное значение для давления 256 в забое скважины и глубина, на которой это заданное значение должно поддерживаться. Эта информация обычно предоставляется оператором.
Модуль 258 управления рассчитывает давление в кольцевом пространстве над нижней частью ствола скважины, проходящей между точкой 144 нагнетания и забоем скважины, с использованием различных моделей. Перепад давлений в стволе скважины является функцией не только статического давления или веса значимого столба текучей среды в скважине, но также включает потери давления, вызванные бурильными операциями, в том числе, вытеснением текучей среды бурильной колонной, фрикционными потерями давления, вызванными движением текучей среды в кольцевом пространстве, и другими факто
- 6 008422 рами. Для того, чтобы рассчитать давление в скважине, модуль 258 управления рассматривает значимую часть скважины как конечное число элементов, каждый из которых приписан к значимому участку длины ствола скважины. В каждом из этих элементов рассчитывается динамическое давление и вес текучей среды и используется для определения перепада 262 давления для участка. Участки суммируются, и определяется перепад давлений для, по меньшей мере, нижнего конца профиля скважины.
Известно, что скорость текучей среды в стволе скважины пропорциональна скорости потока текучей среды 150, закачиваемой в забой скважины, плюс потока текучей среды из пласта 104 ниже точки 144 нагнетания, что является значимым для условий пониженного гидростатического давления в скважине. Измерение закачиваемого потока и оценка текучей среды из пласта 104 используются, чтобы рассчитать общий поток через буровую скважину и соответствующие динамические потери давления. Расчет выполняется для последовательности участков скважины, учитывая сжимаемость текучей среды, предполагаемую загрузку выбуренной породой и тепловое расширение текучей среды для заданного участка, которое связано с температурным профилем для такого участка скважины. Вязкость текучей среды при температурном профиле для участка также является инструментом при определении динамических потерь давления для участка. Состав текучей среды также рассматривается при определении сжимаемости и коэффициента теплового расширения. Продвижение бурильной колонны, в частности, ее скорость проходки связана с давлениями пульсации и проходного поршня, возникающими во время операций бурения, так как бурильная колонна продвигается в скважину или из нее. Вращение бурильной колонны также используется для определения динамических потерь давления, так как оно создает силу трения между текучей средой в кольцевом пространстве и бурильной колонной. Глубина коронки, глубина скважины и геометрия скважины/колонны - все используются для создания моделируемых участков скважины.
Для того, чтобы рассчитать вес бурового раствора, содержащегося в скважине, предпочтительный вариант осуществления рассматривает не только гидростатическое давление, оказываемое буровым раствором 150, но также и его сжатие, тепловое расширение и загрузку выбуренной породой, наблюдаемые во время работ. Все из этих факторов входят в расчет «статического давления».
Динамическое давление рассматривает многие из вышеупомянутых факторов при определении статического давления. Однако оно дополнительно рассматривает некоторые другие факторы. Среди них понятие ламинарного потока в сравнении с турбулентным потоком. Характеристики потока являются функцией оцененной шероховатости, геометрии скважины и колонны, а также скорости потока, плотности и вязкости текучей среды. Вышеприведенное включает эксцентриситет скважины и характерную геометрию бурильной трубы (высадки замковой муфты/резьбовой соединительной части), которые воздействуют на скорость потока, наблюдаемого в кольцевом пространстве. Расчет динамического давления дополнительно учитывает накопление выбуренных пород в забое скважины, влияние продвижения колонны (осевого перемещения и вращения) на динамическое давление текучей среды.
Перепад давлений для всего кольцевого пространства определяется в соответствии с приведенным выше и сравнивается с давлением 256 заданного значения в модуле 264 управления. Затем определяется желательное противодавление 266 и пересылается в программируемый логический контроллер 238, который вырабатывает сигналы управления противодавлением.
В вышеприведенном обсуждении о том, каким образом в целом рассчитывается противодавление, использовалось несколько параметров забоя скважины, в том числе давление в забое скважины и оценки вязкости и плотности текучей среды. Эти параметры могут быть определены в забое скважины, например, с использованием узла 119 датчика, и переданы из глубины в верхнюю часть столба бурового раствора с использованием импульсов давления, которые распространяются до поверхности приблизительно со скоростью звука, например, посредством узла 122 телеметрической системы. Скорость распространения и ограниченная ширина полосы пропускания таких систем обычно вызывают задержку между измерением данных в забое скважины и приемом данных на поверхности. Эта задержка может колебаться в пределах от нескольких секунд до нескольких минут. Следовательно, измерения давления в забое скважины зачастую не могут быть входными данными для ИЛРС-модели на основе реального времени. Таким образом, будет принято во внимание, что, вероятно, должна быть разница между измеренным давлением в забое скважины, когда оно передано по направлению к поверхности, и вычисленным заранее давлением в забое скважины для такой глубины, в тот момент, когда данные принимаются на поверхности.
По этим соображениям данные давления в забое скважины предпочтительно снабжаются метками времени или снабжаются метками глубины, чтобы предоставить системе управления возможность синхронизировать принятые данные давления со статистическими прогнозами давления, сохраненными в памяти. На основе синхронизированных статистических данных, ИЛРС-система использует регрессивный метод, чтобы вычислять регулировки для некоторых входных параметров для получения наилучшей корреляции между прогнозами и измерениями давления в забое скважины. Корректировки для входных параметров могут быть сделаны посредством изменения любого из доступных переменных входных параметров. В предпочтительном варианте осуществления модифицируются только плотность и вязкость текучей среды для корректировки прогнозируемого давления в забое скважины. Кроме того, в настоящем варианте осуществления, действительное измерение давления в забое скважины используется только для
- 7 008422 калибровки вычисленного давления в забое скважины. Оно не используется непосредственно для установки заданного значения противодавления.
Фиг. 5 показывает альтернативный вариант осуществления системы для бурения, использующей изобретение. В дополнение к элементам, уже показанным и описанным со ссылкой на вариант осуществления, показанный на фиг. 1-4, система по фиг. 5 включает средство 131 противодавления, которое снабжено средством создания давления, показанного здесь в виде насоса 128 противодавления, находящемся в параллельном сообщении с перепускным каналом 115 бурового раствора и штуцером 130 для создания давления бурового раствора в выпускном канале 124 бурового раствора, выше по течению от ограничительного приспособления 130 потока. Сторона низкого давления насоса 128 присоединена через трубопровод 119 ко впуску бурового раствора, который может быть сообщен с резервуаром 136. Запорный клапан 125 может быть предусмотрен в трубопроводе 119 для изоляции насоса 128 от впуска бурового раствора.
Выборочно может быть предусмотрен клапан 123 для избирательной изоляции насоса 128 от системы выпуска бурового раствора.
Насос 128 противодавления может быть приведен в действие для обеспечения прохождения достаточного потока для того, чтобы штуцер 130 был способен поддерживать противодавление, даже когда есть незначительный поток, входящий из перепускного канала 115 для поддержания давления на штуцере 130. Однако при бурении при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины часто может быть достаточным увеличить вес текучей среды, содержащейся в верхней части 149 кольцевого пространства, посредством уменьшения скорости нагнетания закачиваемой текучей среды, когда скорость циркуляции бурового раствора 150 через бурильную колонну 112 уменьшается или прекращается.
Средство управления противодавлением в этом варианте осуществления может вырабатывать управляющие сигналы для системы противодавления, соответствующим образом настраивая не только регулируемый штуцер 130, но также и насос 128 противодавления и/или клапан 123.
Фиг. 6 показывает еще один другой вариант осуществления системы для бурения, в которой, дополнительно к элементам по фиг. 5, резервуар бурового раствора содержит доливочный резервуар 2 в дополнение к приемной емкости для бурового раствора. Доливочный резервуар обычно используется в установке для контроля прибавления и потери текучей среды во время спускоподъемных операций. Отмечается, что доливочный резервуар мог бы не использоваться при бурении, использующем систему многофазной текучей среды, такую как описанная выше, с привлечением нагнетания газа в обратный поток бурового раствора, поскольку скважина часто может оставаться заполненной, или уровень бурового раствора в скважине падает, когда давление нагнетаемого газа уменьшается. Однако в настоящем варианте осуществления поддерживаются функциональные возможности доливочного резервуара, например, для случаев, когда буровой раствор высокой плотности нагнетается в скважины высокого давления.
Коллектор клапанов предусмотрен ниже по течению средства 131 противодавления для обеспечения возможности выбора резервуара, в который направляется буровой раствор, возвращающийся из ствола скважины. В варианте осуществления по фиг. 5 коллектор клапанов содержит двунаправленный клапан, обеспечивающий возможность возврата бурового раствора из скважины или направления в приемную емкость 136 для бурового раствора или в доливочный резервуар 2.
Насос 128 противодавления и клапан 123 могут быть выборочно использованы в данном варианте осуществления.
Коллектор клапанов также может включать двунаправленный клапан 125 для подачи бурового раствора 150 из резервуара 136 через трубопровод 119А или из резервуара 2 через трубопровод 119В к насосу 128 противодавления, выборочно расположенному в параллельном сообщении с перепускным каналом 115 бурового раствора и штуцером 130.
При функционировании клапан 125 выбирает трубопровод 119А или трубопровод 119В, а насос 128 противодавления приводится в действие для обеспечения гарантии прохождения достаточного потока для того, чтобы штуцер был способен поддерживать противодавление, даже когда отсутствует поток, поступающий из перепускного канала 115.
В вариантах осуществления, показанных и/или описанных выше, впускной канал закачиваемой текучей среды представляет собой внешнее кольцевое пространство. Впускной канал закачиваемой текучей среды также может быть представлен в другом виде, например, посредством трубопроводной системы нагнетания газа. Этот необязательный вариант является особенно предпочтительным, когда внешнее кольцевое пространство не доступно для нагнетания текучей среды. Но, что более важно, этот необязательный вариант предусматривает точку 144 нагнетания закачиваемой текучей среды, размещенную очень близко к забою скважины для обеспечения того, чтобы давление закачиваемой текучей среды во впускном канале давало точный параметр в качестве начальной точки для установления точного значения, соответствующего давлению забоя скважины. Тем не менее, комплект электромагнитных датчиков, применяемых при измерении параметров в процессе бурения, может быть использован для считывания давления, для использования таким же образом, как описанный выше, чтобы калибровать гидравлическую модель.
Claims (9)
1. Система для бурения скважины в подземной формации, имеющей внутреннюю стенку, содержащая бурильную колонну, проходящую в буровую скважину и образующую перепускной канал бурового раствора между бурильной колонной и внутренней стенкой буровой скважины, выпускной канал бурового раствора, сообщенный с перепускным каналом бурового раствора, насосное средство для нагнетания бурового раствора по бурильной колонне в скважину и в выпускной канал бурового раствора через перепускной канал бурового раствора, средство противодавления для управления противодавлением бурового раствора, средство для нагнетания текучей среды, содержащее впускной канал текучей среды, сообщающий впуск текучей среды с перепускным каналом бурового раствора, и датчик давления нагнетаемой текучей среды, предназначенный для создания сигнала давления в соответствии с давлением нагнетаемой текучей среды во впускном канале текучей среды, средство для управления средством противодавления, способное принимать сигнал давления и регулировать средство противодавления в зависимости, по меньшей мере, от сигнала давления.
2. Система по п.1, в которой бурильная колонна проходит в скважину с поверхности и датчик давления накачиваемой текучей среды расположен на или вблизи поверхности.
3. Система по п.1 или 2, в которой средство противодавления приспособлено управлять выпуском бурового раствора из перепускного канала бурового раствора.
4. Система по любому из пп.1-3, в которой средство противодавления содержит ограничительное приспособление переменного потока, расположенное на пути потока бурового раствора, ниже по течению от точки, где впускной канал нагнетаемой текучей среды соединяется с перепускным каналом бурового раствора.
5. Система по любому из предыдущих пунктов, в которой средство нагнетания текучей среды способно нагнетать текучую среду, имеющую массовую плотность, отличную от массовой плотности бурового раствора, предпочтительно меньшую, чем массовая плотность бурового раствора.
6. Система по любому из предыдущих пунктов, в которой средство управления противодавлением содержит программируемую систему контроля и управления давлением, приспособленную рассчитывать прогнозируемое давление в забое скважины с использованием модели и, тем самым, с использованием, по меньшей мере, сигнала давления, сравнивать прогнозированное давление в забое скважины с желательным давлением в забое скважины и использовать разность между рассчитанным и желательным давлением для управления средством противодавления бурового раствора.
7. Система по п.6, которая содержит оборудование низа бурильной колонны, расположенное на нижнем конце бурильной колонны и содержащее скважинный датчик и скважинную телеметрическую систему для передачи данных, включающих данные скважинного датчика, представляющие, по меньшей мере, данные давления в забое скважины, телеметрическую систему, расположенную на поверхности для приема данных скважинного датчика, при этом программируемая система контроля и управления давлением приспособлена сравнивать прогнозированное давление в забое скважины с данными скважинного датчика.
8. Способ бурения скважины в подземной формации, имеющей внутреннюю стенку, содержащий следующие этапы:
размещение бурильной колонны в скважине и формирование перепускного канала бурового раствора между бурильной колонной и внутренней стенкой скважины;
нагнетание бурового раствора по бурильной колонне в скважину и через перепускной канал бурового раствора в выпускной канал бурового раствора, сообщенный с перепускным каналом бурового раствора;
управление противодавлением бурового раствора посредством управления средством противодавления;
нагнетание текучей среды из впуска текучей среды через впускной канал текучей среды в буровой раствор в перепускном канале бурового раствора;
создание сигнала давления в соответствии с давлением нагнетаемой текучей среды во впускном канале текучей среды;
управление средством противодавления посредством регулирования средства противодавления в зависимости, по меньшей мере, от сигнала давления.
- 9 008422
Фиг. 1 сгт
- 10008422
Магистральная шина
ОАРС - узел
РСзСАОА *1 г
234
Узел управления буровым насосом
ПК: Гидродинамическая модель
ч.
с
Скорость крашения колонны + нагрузка на буровую коронку
Противодавление
Блок управления
Память данных давления
Давление опо кольцевого зазоре
Фиг. 3
Станция оператора
126
ПЛК: Узел управления | и взаимоблокировок
238
Скорость проходки
257
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP03077606 | 2003-08-19 | ||
PCT/EP2004/051614 WO2005017308A1 (en) | 2003-08-19 | 2004-07-27 | Drilling system and method |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA200600444A1 EA200600444A1 (ru) | 2006-08-25 |
EA008422B1 true EA008422B1 (ru) | 2007-04-27 |
Family
ID=34178535
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200600444A EA008422B1 (ru) | 2003-08-19 | 2004-07-27 | Система и способ бурения скважины |
Country Status (13)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US7350597B2 (ru) |
EP (1) | EP1664478B1 (ru) |
CN (1) | CN100532780C (ru) |
AR (1) | AR045266A1 (ru) |
AU (1) | AU2004265457B2 (ru) |
BR (1) | BRPI0413251B1 (ru) |
CA (1) | CA2534502C (ru) |
EA (1) | EA008422B1 (ru) |
EG (1) | EG24101A (ru) |
MX (1) | MXPA06001754A (ru) |
NO (1) | NO328325B1 (ru) |
OA (1) | OA13240A (ru) |
WO (1) | WO2005017308A1 (ru) |
Families Citing this family (109)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8955619B2 (en) * | 2002-05-28 | 2015-02-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Managed pressure drilling |
EP1664478B1 (en) * | 2003-08-19 | 2006-12-27 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Drilling system and method |
CN101023241A (zh) | 2004-09-22 | 2007-08-22 | 国际壳牌研究有限公司 | 钻有损耗地层的方法 |
US7539548B2 (en) * | 2005-02-24 | 2009-05-26 | Sara Services & Engineers (Pvt) Ltd. | Smart-control PLC based touch screen driven remote control panel for BOP control unit |
US7407019B2 (en) * | 2005-03-16 | 2008-08-05 | Weatherford Canada Partnership | Method of dynamically controlling open hole pressure in a wellbore using wellhead pressure control |
US7836973B2 (en) | 2005-10-20 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Annulus pressure control drilling systems and methods |
BR122017010168B1 (pt) * | 2005-10-20 | 2018-06-26 | Transocean Sedco Forex Ventures Ltd. | Método para controlar pressão e/ou densidade de um fluido de perfuração |
US7562723B2 (en) * | 2006-01-05 | 2009-07-21 | At Balance Americas, Llc | Method for determining formation fluid entry into or drilling fluid loss from a borehole using a dynamic annular pressure control system |
US20070227774A1 (en) * | 2006-03-28 | 2007-10-04 | Reitsma Donald G | Method for Controlling Fluid Pressure in a Borehole Using a Dynamic Annular Pressure Control System |
WO2007124330A2 (en) * | 2006-04-20 | 2007-11-01 | At Balance Americas Llc | Pressure safety system for use with a dynamic annular pressure control system |
US8622608B2 (en) * | 2006-08-23 | 2014-01-07 | M-I L.L.C. | Process for mixing wellbore fluids |
GB2456438B (en) * | 2006-10-23 | 2011-01-12 | Mi Llc | Method and apparatus for controlling bottom hole pressure in a subterranean formation during rig pump operation |
US9435162B2 (en) | 2006-10-23 | 2016-09-06 | M-I L.L.C. | Method and apparatus for controlling bottom hole pressure in a subterranean formation during rig pump operation |
CA2867384C (en) * | 2006-11-07 | 2016-06-07 | Charles R. Orbell | Method of drilling by installing multiple annular seals between a riser and a string |
BRPI0812880A2 (pt) * | 2007-06-01 | 2014-12-09 | Agr Deepwater Dev Systems Inc | Sistema e método para elevar fluido de perfuração de um furo de poço em uma formação, sistema de retorno para fluido de elevação de um furo de poço em uma formação, método para controlar um furo de poço em uma formação, e, válvula bidirecional desviadora. |
US20090140444A1 (en) * | 2007-11-29 | 2009-06-04 | Total Separation Solutions, Llc | Compressed gas system useful for producing light weight drilling fluids |
US8073623B2 (en) * | 2008-01-04 | 2011-12-06 | Baker Hughes Incorporated | System and method for real-time quality control for downhole logging devices |
US7857067B2 (en) | 2008-06-09 | 2010-12-28 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole application for a backpressure valve |
US8281875B2 (en) | 2008-12-19 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
US7823656B1 (en) | 2009-01-23 | 2010-11-02 | Nch Corporation | Method for monitoring drilling mud properties |
US8484003B2 (en) * | 2009-03-18 | 2013-07-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods, apparatus and articles of manufacture to process measurements of wires vibrating in fluids |
GB0905633D0 (en) | 2009-04-01 | 2009-05-13 | Managed Pressure Operations Ll | Apparatus for and method of drilling a subterranean borehole |
US9567843B2 (en) | 2009-07-30 | 2017-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling methods with event detection |
MX2012001983A (es) * | 2009-09-15 | 2012-04-11 | Managed Pressure Operations | Metodo de perforacion de un pozo subterraneo. |
US8899348B2 (en) * | 2009-10-16 | 2014-12-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Surface gas evaluation during controlled pressure drilling |
CN102128011A (zh) * | 2010-01-20 | 2011-07-20 | 烟台杰瑞石油开发有限公司 | 一种用于岩屑环空回注的装置及其控制方法 |
CA2729435A1 (en) * | 2010-01-29 | 2011-07-29 | Schlumberger Canada Limited | Pressure pulse interaction management in a multiple pump system |
GB2478119A (en) * | 2010-02-24 | 2011-08-31 | Managed Pressure Operations Llc | A drilling system having a riser closure mounted above a telescopic joint |
BR112012009248A2 (pt) * | 2010-02-25 | 2019-09-24 | Halliburton Emergy Services Inc | método para manter uma orientação substancialmente fixa de um dispositivo de controle de pressão em relação a uma plataforma movel metodo para controlar remotamente uma orientação de um dispositivo de controle de pressão em relação a uma plataforma movel e dispositivo de controle de pressão para uso em conjunção com uma plataforma |
US8201628B2 (en) | 2010-04-27 | 2012-06-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore pressure control with segregated fluid columns |
US8820405B2 (en) | 2010-04-27 | 2014-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Segregating flowable materials in a well |
US9284799B2 (en) * | 2010-05-19 | 2016-03-15 | Smith International, Inc. | Method for drilling through nuisance hydrocarbon bearing formations |
NO338372B1 (no) * | 2010-06-03 | 2016-08-15 | Statoil Petroleum As | System og fremgangsmåte for å passere materie i en strømningspassasje |
CN101892824B (zh) * | 2010-07-22 | 2013-07-03 | 中国石油天然气集团公司 | 一种组合式多级压力控制方法与装置 |
BR112013001174A2 (pt) * | 2010-08-26 | 2016-05-31 | Halliburton Energy Services Inc | "sistema de perfuração para perfuração de pressão gerenciada, e, métodos para controlar uma pressão furo abaixo durante a perfuração, e para controlar uma densidade de circulação equivalente em um poço." |
GB2483671B (en) * | 2010-09-15 | 2016-04-13 | Managed Pressure Operations | Drilling system |
US8757272B2 (en) * | 2010-09-17 | 2014-06-24 | Smith International, Inc. | Method and apparatus for precise control of wellbore fluid flow |
US8622135B2 (en) * | 2010-10-05 | 2014-01-07 | Cooper Smartt | Apparatus and methods for separating sand from well fracturing return water |
CN102454373A (zh) * | 2010-10-19 | 2012-05-16 | 中国石油化工集团公司 | 一种控制压力钻井用节流管汇 |
CN102454372A (zh) * | 2010-10-19 | 2012-05-16 | 中国石油化工集团公司 | 一种井筒压力管理系统及方法 |
US8684109B2 (en) | 2010-11-16 | 2014-04-01 | Managed Pressure Operations Pte Ltd | Drilling method for drilling a subterranean borehole |
US8739863B2 (en) | 2010-11-20 | 2014-06-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote operation of a rotating control device bearing clamp |
US9163473B2 (en) | 2010-11-20 | 2015-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote operation of a rotating control device bearing clamp and safety latch |
CA2829378A1 (en) | 2011-03-09 | 2012-09-13 | Prad Research And Development Limited | Method for charcterizing subsurface formations using fluid pressure response during drilling operations |
US20120227961A1 (en) * | 2011-03-09 | 2012-09-13 | Sehsah Ossama R | Method for automatic pressure control during drilling including correction for drill string movement |
US9016381B2 (en) | 2011-03-17 | 2015-04-28 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Mudline managed pressure drilling and enhanced influx detection |
US9249638B2 (en) | 2011-04-08 | 2016-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore pressure control with optimized pressure drilling |
MY168333A (en) | 2011-04-08 | 2018-10-30 | Halliburton Energy Services Inc | Automatic standpipe pressure control in drilling |
US9080407B2 (en) | 2011-05-09 | 2015-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
EP2753787A4 (en) | 2011-09-08 | 2016-07-13 | Halliburton Energy Services Inc | HIGH TEMPERATURE DRILLING WITH CLASSED TOOLS AT LOW TEMPERATURE |
CN103061698B (zh) * | 2011-10-24 | 2016-02-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种自动节流管汇系统 |
US9447647B2 (en) | 2011-11-08 | 2016-09-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Preemptive setpoint pressure offset for flow diversion in drilling operations |
CN102400653A (zh) * | 2011-11-09 | 2012-04-04 | 深圳市远东石油钻采工程有限公司 | 连续循环系统 |
CA2876482C (en) * | 2011-11-16 | 2019-04-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Managed pressure cementing |
CN103132968B (zh) * | 2011-12-01 | 2016-03-16 | 中国海洋石油总公司 | 射孔压裂测试系统的压力控制装置 |
US9080427B2 (en) | 2011-12-02 | 2015-07-14 | General Electric Company | Seabed well influx control system |
US20130153241A1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Siemens Corporation | Blow out preventer (bop) corroborator |
US9033048B2 (en) | 2011-12-28 | 2015-05-19 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Apparatuses and methods for determining wellbore influx condition using qualitative indications |
US9328575B2 (en) * | 2012-01-31 | 2016-05-03 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Dual gradient managed pressure drilling |
US20130220600A1 (en) * | 2012-02-24 | 2013-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling systems and methods with pump drawing fluid from annulus |
EP2834460A2 (en) | 2012-04-03 | 2015-02-11 | National Oilwell Varco, L.P. | Drilling control system |
US9341556B2 (en) * | 2012-05-23 | 2016-05-17 | Halliburton Energy Systems, Inc. | Method and apparatus for automatically testing high pressure and high temperature sedimentation of slurries |
EP2867439B1 (en) * | 2012-07-02 | 2018-03-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure control in drilling operations with offset applied in response to predetermined conditions |
US20140124265A1 (en) * | 2012-11-02 | 2014-05-08 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for expert systems for underbalanced drilling operations using bayesian decision networks |
US9823373B2 (en) | 2012-11-08 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic telemetry with distributed acoustic sensing system |
US20160138350A1 (en) * | 2012-12-05 | 2016-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Control of managed pressure drilling |
US10767427B2 (en) | 2012-12-05 | 2020-09-08 | Schlumberger Technology Corporation | Control of managed pressure drilling |
BR112015007278B1 (pt) | 2012-12-31 | 2020-12-15 | Halliburton Energy Services, Inc | Sistema para regulagem da pressão do fluido de perfuração, método implementado por computador e meio legível por computado |
US10072475B2 (en) | 2013-02-06 | 2018-09-11 | Schlumberger Technology Corporation | Integrated managed pressure drilling riser joint |
MY180147A (en) | 2013-03-13 | 2020-11-23 | Halliburton Energy Services Inc | Diverting flow in a drilling fluid circulation system to regulate drilling fluid pressure |
WO2014151627A2 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-25 | Fereidoun Abbassian | System and console for rig site fluid management at a well site |
CN103206180B (zh) * | 2013-04-12 | 2015-11-18 | 中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司 | 控制煤层气井的井底压力下降速度的系统和方法 |
US9222319B1 (en) * | 2013-06-04 | 2015-12-29 | BlueStone Royalty, LLC | LCM recovery tank |
WO2014204288A1 (es) * | 2013-06-20 | 2014-12-24 | Palomares Alonzo Jesús | Máquina extractora de petróleo |
US9664003B2 (en) | 2013-08-14 | 2017-05-30 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Non-stop driller manifold and methods |
GB2521373A (en) | 2013-12-17 | 2015-06-24 | Managed Pressure Operations | Apparatus and method for degassing drilling fluid |
GB2521374A (en) | 2013-12-17 | 2015-06-24 | Managed Pressure Operations | Drilling system and method of operating a drilling system |
CA2942411C (en) * | 2014-03-21 | 2020-07-21 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Back pressure control system |
CN105089609B (zh) * | 2014-04-18 | 2017-09-08 | 中国石油化工集团公司 | 用于控制井筒压力的方法 |
WO2015171138A1 (en) * | 2014-05-07 | 2015-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Elastic pipe control with managed pressure drilling |
MY185413A (en) | 2014-05-27 | 2021-05-18 | Halliburton Energy Services Inc | Elastic pipe control and compensation with managed pressure drilling |
US10077647B2 (en) | 2014-07-24 | 2018-09-18 | Schlumberger Technology Corporation | Control of a managed pressure drilling system |
EP2985408A1 (en) * | 2014-08-11 | 2016-02-17 | Services Petroliers Schlumberger | Apparatus and methods for well cementing |
US9822776B2 (en) | 2014-08-20 | 2017-11-21 | Schlumberger Technology Corporation | Detecting and compensating for the effects of pump half-stroking |
US9500035B2 (en) * | 2014-10-06 | 2016-11-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Integrated managed pressure drilling transient hydraulic model simulator architecture |
US10253235B2 (en) | 2014-12-05 | 2019-04-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising calcium aluminate cement and methods of use |
GB2541925B (en) | 2015-09-04 | 2021-07-14 | Equinor Energy As | System and method for obtaining an effective bulk modulus of a managed pressure drilling system |
BR112018011267B1 (pt) | 2015-12-03 | 2023-03-28 | Schlumberger Technology B.V. | Estrangulamento de orifício controlável montado em riser |
US11286413B2 (en) * | 2015-12-18 | 2022-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Modified biopolymers for diversion, conformance, and fluid loss control |
US10316640B2 (en) * | 2016-01-19 | 2019-06-11 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Systems and methods for pressure testing well control equipment |
GB2566403B (en) * | 2016-07-07 | 2021-12-22 | Nat Oilwell Varco Norway As | Systems and methods for managing fluid pressure in a borehole during drilling operations |
CN106444563A (zh) * | 2016-12-12 | 2017-02-22 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 适用于气体钻井的安全保障系统 |
US11377917B2 (en) | 2016-12-22 | 2022-07-05 | Schlumberger Technology Corporation | Staged annular restriction for managed pressure drilling |
WO2018118550A1 (en) | 2016-12-22 | 2018-06-28 | Schlumberger Technology Corporation | Pipe ram annular adjustable restriction for managed pressure drilling with changeable rams |
CA3072470A1 (en) | 2017-08-11 | 2019-02-14 | Schlumberger Canada Limited | Universal riser joint for managed pressure drilling and subsea mudlift drilling |
WO2019060233A1 (en) | 2017-09-19 | 2019-03-28 | Schlumberger Technology Corporation | ROTATING CONTROL DEVICE |
US10988997B2 (en) * | 2018-01-22 | 2021-04-27 | Safekick Americas Llc | Method and system for safe pressurized mud cap drilling |
CN113195869A (zh) | 2018-12-17 | 2021-07-30 | 沙特阿拉伯石油公司 | 基于图像检查井设备 |
US11047224B2 (en) * | 2019-08-28 | 2021-06-29 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Automatic compensation for surge and swab during pipe movement in managed pressure drilling operation |
US11401771B2 (en) | 2020-04-21 | 2022-08-02 | Schlumberger Technology Corporation | Rotating control device systems and methods |
US11187056B1 (en) | 2020-05-11 | 2021-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Rotating control device system |
US11332987B2 (en) * | 2020-05-11 | 2022-05-17 | Safekick Americas Llc | Safe dynamic handover between managed pressure drilling and well control |
US11274517B2 (en) | 2020-05-28 | 2022-03-15 | Schlumberger Technology Corporation | Rotating control device system with rams |
US11525317B2 (en) * | 2020-06-25 | 2022-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Open channel flow from multiple pressure sensors |
US11732543B2 (en) | 2020-08-25 | 2023-08-22 | Schlumberger Technology Corporation | Rotating control device systems and methods |
US11727555B2 (en) | 2021-02-25 | 2023-08-15 | Saudi Arabian Oil Company | Rig power system efficiency optimization through image processing |
US11624265B1 (en) | 2021-11-12 | 2023-04-11 | Saudi Arabian Oil Company | Cutting pipes in wellbores using downhole autonomous jet cutting tools |
US11982142B2 (en) | 2021-11-19 | 2024-05-14 | Saudi Arabian Oil Company | Method and apparatus of smart pressures equalizer near bit sub |
US11867012B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3470971A (en) * | 1967-04-28 | 1969-10-07 | Warren Automatic Tool Co | Apparatus and method for automatically controlling fluid pressure in a well bore |
US20010050185A1 (en) * | 2000-02-17 | 2001-12-13 | Calder Ian Douglas | Apparatus and method for returning drilling fluid from a subsea wellbore |
US6352129B1 (en) * | 1999-06-22 | 2002-03-05 | Shell Oil Company | Drilling system |
US20020112888A1 (en) * | 2000-12-18 | 2002-08-22 | Christian Leuchtenberg | Drilling system and method |
Family Cites Families (92)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US296564A (en) | 1884-04-08 | Metallic bushing | ||
US553128A (en) | 1896-01-14 | Heel-spring | ||
JP3124720B2 (ja) | 1995-04-14 | 2001-01-15 | 株式会社リコー | 情報記録再生方法、情報記録再生装置及び情報記録媒体 |
GB232870A (en) | 1924-10-28 | 1925-04-30 | C D Magirus Ag | Improvements in or relating to fire-escapes or mechanical ladders |
US2169223A (en) * | 1937-04-10 | 1939-08-15 | Carl C Christian | Drilling apparatus |
US2628129A (en) * | 1950-09-18 | 1953-02-10 | Hosmer Horace Wilmot | Additive proportioner for fluid lines |
US2946565A (en) | 1953-06-16 | 1960-07-26 | Jersey Prod Res Co | Combination drilling and testing process |
US3354970A (en) * | 1965-02-08 | 1967-11-28 | Pan American Petroleum Corp | Controlling high-pressure wells while drilling |
US3365009A (en) * | 1966-07-12 | 1968-01-23 | Gerald E. Burnham | Drilling fluid circulation system having flow parameter regulating means |
US3443643A (en) * | 1966-12-30 | 1969-05-13 | Cameron Iron Works Inc | Apparatus for controlling the pressure in a well |
US3429387A (en) * | 1967-03-06 | 1969-02-25 | Cicero C Brown | Pump out drill bit |
US3508577A (en) * | 1967-04-05 | 1970-04-28 | Pan American Petroleum Corp | Blowout control valve for drilling well |
US3488765A (en) * | 1967-12-21 | 1970-01-06 | Edwin A Anderson | Method and arrangement for selectively controlling fluid discharge from a drill bit on the lower end of a drill string |
US3497020A (en) * | 1968-05-20 | 1970-02-24 | Archer W Kammerer Jr | System for reducing hydrostatic pressure on formations |
US3552402A (en) | 1968-10-15 | 1971-01-05 | Clairol Inc | Compact disc |
US3559739A (en) * | 1969-06-20 | 1971-02-02 | Chevron Res | Method and apparatus for providing continuous foam circulation in wells |
US3677353A (en) * | 1970-07-15 | 1972-07-18 | Cameron Iron Works Inc | Apparatus for controlling well pressure |
US3738436A (en) | 1971-05-28 | 1973-06-12 | Smith International | Mud saver valve and method |
US3827511A (en) * | 1972-12-18 | 1974-08-06 | Cameron Iron Works Inc | Apparatus for controlling well pressure |
US3868832A (en) * | 1973-03-08 | 1975-03-04 | Morris S Biffle | Rotary drilling head assembly |
US4258285A (en) | 1979-06-22 | 1981-03-24 | Gte Products Corporation | Two-component phosphor in a cool white lamp |
US4310058A (en) * | 1980-04-28 | 1982-01-12 | Otis Engineering Corporation | Well drilling method |
US4315553A (en) * | 1980-08-25 | 1982-02-16 | Stallings Jimmie L | Continuous circulation apparatus for air drilling well bore operations |
US4406595A (en) * | 1981-07-15 | 1983-09-27 | Robertson William C | Free piston pump |
US4460318A (en) | 1982-08-13 | 1984-07-17 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Apparatus and method for transferring slurries |
US4739325A (en) | 1982-09-30 | 1988-04-19 | Macleod Laboratories, Inc. | Apparatus and method for down-hole EM telemetry while drilling |
DE3316101C1 (de) | 1983-05-03 | 1984-08-23 | Forschungsgesellschaft für Biomedizinische Technik, 5100 Aachen | Redundante Kolbenpumpe zum Betrieb ein- oder mehrkammriger pneumatischer Blutpumpen |
US4630691A (en) | 1983-05-19 | 1986-12-23 | Hooper David W | Annulus bypass peripheral nozzle jet pump pressure differential drilling tool and method for well drilling |
DK150665C (da) * | 1985-04-11 | 1987-11-30 | Einar Dyhr | Drosselventil til regujlering af gennemstroemning og dermed bagtryk i |
US4683944A (en) * | 1985-05-06 | 1987-08-04 | Innotech Energy Corporation | Drill pipes and casings utilizing multi-conduit tubulars |
US4630675A (en) * | 1985-05-28 | 1986-12-23 | Smith International Inc. | Drilling choke pressure limiting control system |
US4700739A (en) * | 1985-11-14 | 1987-10-20 | Smith International, Inc. | Pneumatic well casing pressure regulating system |
US4653597A (en) * | 1985-12-05 | 1987-03-31 | Atlantic Richfield Company | Method for circulating and maintaining drilling mud in a wellbore |
IT1189160B (it) * | 1986-06-11 | 1988-01-28 | Nuovopignone Ind Meccaniche & | Dispositivo perfezionanto di pompaggio,particolarmente adatto a comprimere fluidi in alti fondali |
JP2554499B2 (ja) | 1987-07-06 | 1996-11-13 | 住友ゴム工業 株式会社 | 扁平ラジアルタイヤ |
SU1579979A1 (ru) | 1988-05-12 | 1990-07-23 | Научно-исследовательский институт по проблемам Курской магнитной аномалии им.Л.Д.Шевякова | Способ бурени скважин |
FR2641320B1 (fr) * | 1988-12-30 | 1991-05-03 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif d'actionnement a distance d'equipement comportant un systeme duse-aiguille |
US5048620A (en) * | 1989-08-07 | 1991-09-17 | Maher Kevin P | Method for air rotary drilling of test wells |
GB2239279B (en) | 1989-12-20 | 1993-06-16 | Forex Neptune Sa | Method of analysing and controlling a fluid influx during the drilling of a borehole |
US5010966A (en) * | 1990-04-16 | 1991-04-30 | Chalkbus, Inc. | Drilling method |
GB9016272D0 (en) * | 1990-07-25 | 1990-09-12 | Shell Int Research | Detecting outflow or inflow of fluid in a wellbore |
US5235285A (en) | 1991-10-31 | 1993-08-10 | Schlumberger Technology Corporation | Well logging apparatus having toroidal induction antenna for measuring, while drilling, resistivity of earth formations |
US5305836A (en) * | 1992-04-08 | 1994-04-26 | Baroid Technology, Inc. | System and method for controlling drill bit usage and well plan |
FR2699222B1 (fr) * | 1992-12-14 | 1995-02-24 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif et méthode d'actionnement à distance d'un équipement comportant des moyens de temporisation - Application à une garniture de forage. |
US5348107A (en) * | 1993-02-26 | 1994-09-20 | Smith International, Inc. | Pressure balanced inner chamber of a drilling head |
US5474142A (en) * | 1993-04-19 | 1995-12-12 | Bowden; Bobbie J. | Automatic drilling system |
US5447197A (en) * | 1994-01-25 | 1995-09-05 | Bj Services Company | Storable liquid cementitious slurries for cementing oil and gas wells |
DE69531747D1 (de) * | 1995-07-25 | 2003-10-16 | Nowsco Well Service Inc | Gesichertes verfahren und vorrichtung zum fluidtransport mit gewickeltem rohr, mit anwendung im testen von bohrgestängen |
DE19607402C1 (de) * | 1996-02-28 | 1997-07-10 | Welldone Engineering Gmbh | Vorrichtung zum Übertragen von Informationen innerhalb eines Bohrrohrstranges einer Bohrvorrichtung mittels Druckimpulsen in einer strömenden Flüssigkeit, insbesondere Bohrspülflüssigkeit |
US6035952A (en) * | 1996-05-03 | 2000-03-14 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop fluid-handling system for use during drilling of wellbores |
US5857522A (en) * | 1996-05-03 | 1999-01-12 | Baker Hughes Incorporated | Fluid handling system for use in drilling of wellbores |
EP0897454B1 (en) | 1996-05-03 | 2001-02-28 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop fluid-handling system for use during drilling of wellbores |
WO1997049897A1 (en) * | 1996-06-23 | 1997-12-31 | Anglogold Limited | Fluid transfer system |
ATE293203T1 (de) | 1996-10-15 | 2005-04-15 | Coupler Developments Ltd | Bohrverfahren mit kontinuierlicher zirkulation |
US6105673A (en) * | 1996-11-05 | 2000-08-22 | Harris; Todd K. | Patching of injection and production well annular casing leaks for restoring mechanical integrity |
US5890549A (en) | 1996-12-23 | 1999-04-06 | Sprehe; Paul Robert | Well drilling system with closed circulation of gas drilling fluid and fire suppression apparatus |
US5865261A (en) | 1997-03-03 | 1999-02-02 | Baker Hughes Incorporated | Balanced or underbalanced drilling method and apparatus |
US6148912A (en) * | 1997-03-25 | 2000-11-21 | Dresser Industries, Inc. | Subsurface measurement apparatus, system, and process for improved well drilling control and production |
EP1008664B1 (en) * | 1997-04-08 | 2004-12-08 | Kitz Corporation | Copper-based alloy excellent in corrosion resistance, hot workability, and resistance to stress corrosion cracking, and process for producing the copper-based alloy |
WO1999000575A2 (en) * | 1997-06-27 | 1999-01-07 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system with sensors for determining properties of drilling fluid downhole |
US6119772A (en) * | 1997-07-14 | 2000-09-19 | Pruet; Glen | Continuous flow cylinder for maintaining drilling fluid circulation while connecting drill string joints |
US6177882B1 (en) | 1997-12-01 | 2001-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic-to-acoustic and acoustic-to-electromagnetic repeaters and methods for use of same |
WO1999034090A1 (en) | 1997-12-24 | 1999-07-08 | Well Engineering Partners B.V. | Off-line mud circulation during lithosphere drilling |
US6367566B1 (en) | 1998-02-20 | 2002-04-09 | Gilman A. Hill | Down hole, hydrodynamic well control, blowout prevention |
DE19813087A1 (de) | 1998-03-25 | 1999-09-30 | Guenter Klemm | Bohrvorrichtung |
US6325159B1 (en) * | 1998-03-27 | 2001-12-04 | Hydril Company | Offshore drilling system |
US6102673A (en) | 1998-03-27 | 2000-08-15 | Hydril Company | Subsea mud pump with reduced pulsation |
EP0947750A3 (en) | 1998-04-03 | 2001-07-04 | Cemi Piscine Service S.r.l. | Five-way butterfly valve |
US6415877B1 (en) | 1998-07-15 | 2002-07-09 | Deep Vision Llc | Subsea wellbore drilling system for reducing bottom hole pressure |
US6119779A (en) | 1998-11-09 | 2000-09-19 | Atlantic Richfield Company | Method and system for separating and disposing of solids from produced fluids |
US6668943B1 (en) | 1999-06-03 | 2003-12-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for controlling pressure and detecting well control problems during drilling of an offshore well using a gas-lifted riser |
US6370082B1 (en) | 1999-06-14 | 2002-04-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic telemetry system with drilling noise cancellation |
US6578637B1 (en) | 1999-09-17 | 2003-06-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for storing gas for use in offshore drilling and production operations |
US6412554B1 (en) * | 2000-03-14 | 2002-07-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore circulation system |
EP1297005B1 (en) | 2000-07-03 | 2009-08-26 | Novartis Vaccines and Diagnostics S.r.l. | Immunisation against chlamydia pneumoniae |
US6374925B1 (en) * | 2000-09-22 | 2002-04-23 | Varco Shaffer, Inc. | Well drilling method and system |
US6394195B1 (en) * | 2000-12-06 | 2002-05-28 | The Texas A&M University System | Methods for the dynamic shut-in of a subsea mudlift drilling system |
GB0031451D0 (en) | 2000-12-21 | 2001-02-07 | Barnes Maurice | Flood barrier |
US6484816B1 (en) * | 2001-01-26 | 2002-11-26 | Martin-Decker Totco, Inc. | Method and system for controlling well bore pressure |
US6571873B2 (en) * | 2001-02-23 | 2003-06-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for controlling bottom-hole pressure during dual-gradient drilling |
CA2344627C (en) | 2001-04-18 | 2007-08-07 | Northland Energy Corporation | Method of dynamically controlling bottom hole circulating pressure in a wellbore |
US6575244B2 (en) * | 2001-07-31 | 2003-06-10 | M-I L.L.C. | System for controlling the operating pressures within a subterranean borehole |
CN1553984A (zh) | 2001-09-14 | 2004-12-08 | ���ʿ����о�����˾ | 用于控制钻井液排出的系统 |
GB2396875B (en) | 2001-09-20 | 2006-03-08 | Baker Hughes Inc | Active controlled bottomhole pressure system & method |
US7185719B2 (en) * | 2002-02-20 | 2007-03-06 | Shell Oil Company | Dynamic annular pressure control apparatus and method |
CA2477242C (en) | 2002-02-20 | 2011-05-24 | Shell Canada Limited | Dynamic annular pressure control apparatus and method |
US6904981B2 (en) | 2002-02-20 | 2005-06-14 | Shell Oil Company | Dynamic annular pressure control apparatus and method |
US6926081B2 (en) | 2002-02-25 | 2005-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of discovering and correcting subterranean formation integrity problems during drilling |
AU2003242762A1 (en) | 2002-07-08 | 2004-01-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Choke for controlling the flow of drilling mud |
US6957698B2 (en) | 2002-09-20 | 2005-10-25 | Baker Hughes Incorporated | Downhole activatable annular seal assembly |
US6920942B2 (en) * | 2003-01-29 | 2005-07-26 | Varco I/P, Inc. | Method and apparatus for directly controlling pressure and position associated with an adjustable choke apparatus |
EP1664478B1 (en) * | 2003-08-19 | 2006-12-27 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Drilling system and method |
-
2004
- 2004-07-27 EP EP04766324A patent/EP1664478B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-07-27 AU AU2004265457A patent/AU2004265457B2/en not_active Ceased
- 2004-07-27 US US10/568,328 patent/US7350597B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-07-27 CA CA2534502A patent/CA2534502C/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-07-27 OA OA1200600055A patent/OA13240A/en unknown
- 2004-07-27 BR BRPI0413251A patent/BRPI0413251B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2004-07-27 WO PCT/EP2004/051614 patent/WO2005017308A1/en active IP Right Grant
- 2004-07-27 MX MXPA06001754A patent/MXPA06001754A/es active IP Right Grant
- 2004-07-27 CN CNB2004800235887A patent/CN100532780C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-07-27 EA EA200600444A patent/EA008422B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2004-08-17 AR ARP040102938A patent/AR045266A1/es active IP Right Grant
-
2006
- 2006-01-18 US US11/334,142 patent/US7395878B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2006-02-19 EG EGNA2006000166 patent/EG24101A/xx active
- 2006-03-17 NO NO20061233A patent/NO328325B1/no unknown
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3470971A (en) * | 1967-04-28 | 1969-10-07 | Warren Automatic Tool Co | Apparatus and method for automatically controlling fluid pressure in a well bore |
US6352129B1 (en) * | 1999-06-22 | 2002-03-05 | Shell Oil Company | Drilling system |
US20010050185A1 (en) * | 2000-02-17 | 2001-12-13 | Calder Ian Douglas | Apparatus and method for returning drilling fluid from a subsea wellbore |
US20020112888A1 (en) * | 2000-12-18 | 2002-08-22 | Christian Leuchtenberg | Drilling system and method |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2534502C (en) | 2011-12-20 |
NO328325B1 (no) | 2010-02-01 |
EG24101A (en) | 2008-06-09 |
AU2004265457A1 (en) | 2005-02-24 |
BRPI0413251A (pt) | 2006-10-03 |
BRPI0413251B1 (pt) | 2015-09-29 |
US20070151763A1 (en) | 2007-07-05 |
AR045266A1 (es) | 2005-10-19 |
OA13240A (en) | 2007-01-31 |
EP1664478B1 (en) | 2006-12-27 |
AU2004265457B2 (en) | 2007-04-26 |
NO20061233L (no) | 2006-03-17 |
US7395878B2 (en) | 2008-07-08 |
MXPA06001754A (es) | 2006-05-12 |
US7350597B2 (en) | 2008-04-01 |
CA2534502A1 (en) | 2005-02-24 |
EA200600444A1 (ru) | 2006-08-25 |
EP1664478A1 (en) | 2006-06-07 |
WO2005017308A1 (en) | 2005-02-24 |
US20060175090A1 (en) | 2006-08-10 |
CN1836089A (zh) | 2006-09-20 |
CN100532780C (zh) | 2009-08-26 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA008422B1 (ru) | Система и способ бурения скважины | |
RU2301319C2 (ru) | Устройство и способ динамического регулирования давления в кольцевом пространстве | |
RU2553751C2 (ru) | Автоматическое управление давлением в напорной линии при бурении | |
US11035184B2 (en) | Method of drilling a subterranean borehole | |
EP2467571B1 (en) | Method for determining formation fluid control events in a borehole using a dynamic annular pressure control system | |
US7562723B2 (en) | Method for determining formation fluid entry into or drilling fluid loss from a borehole using a dynamic annular pressure control system | |
CN102272410B (zh) | 用来在钻探期间确定地层完整性和最佳钻探参数的方法 | |
US9328574B2 (en) | Method for characterizing subsurface formations using fluid pressure response during drilling operations | |
US20070227774A1 (en) | Method for Controlling Fluid Pressure in a Borehole Using a Dynamic Annular Pressure Control System | |
EA014363B1 (ru) | Способ и устройство для регулирования забойного давления в подземном пласте во время работы бурового насоса | |
RU2748179C2 (ru) | Применение сигнала давления для определения объема кольцевого пространства |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC4A | Registration of transfer of a eurasian patent by assignment | ||
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ |