NO20121176A1

NO20121176A1 - System for automatic control of downhole pressure during drilling operations

Info

Publication number: NO20121176A1
Application number: NO20121176A
Authority: NO
Inventors: Olav Gerhard Haukenes Nygaard
Original assignee: Trodlabotn Boreindustri As
Priority date: 2012-10-15
Filing date: 2012-10-15
Publication date: 2014-04-16
Also published as: NO340053B1

Abstract

Den foreliggende oppfinnelse gjelder et system 100 og en fremgangsmåte for automatisk å styre nedihullstrykk under boreoperasjoner med en boreinstallasjon for boring av hull i undergrunnen for å utvinne hydrokarboner, geotermisk energi eller grunnvann. Systemet innebefatter minst et gyroelement; og minst et differensialtrykkelement som måler trykkforholdet mellom endene i et rett rørsegment; et pumpesystem som pumper borevæsken fra en tanksystem for borevæske; en tilbakeslagsventil plassert ved borekronen; et pakningssystem som kan åpnes og lukkes ved behov, et ventilsystem for å trykksette ringrommet ved behov; og et beregningsmiddel som kombinerer gyromålinger med differensialtrykkmålingerfor å filtrere ut mekaniske påvirkninger når borevæskens tetthet og friksjonstrykktap beregnes; og der det samme beregningsmiddelet styrer både riggpumpesystemet, pakningssystemet og ventilsystemet for å opprettholde et ønsket trykk i brønnen under boreoperasjoner.The present invention relates to a system 100 and a method for automatically controlling downhole pressure during drilling operations with a drilling installation for drilling underground holes to extract hydrocarbons, geothermal energy or groundwater. The system includes at least one gyro element; and at least one differential pressure element measuring the pressure relationship between the ends of a straight pipe segment; a pump system pumping the drilling fluid from a drilling fluid tank system; a check valve located at the drill bit; a sealing system which can be opened and closed as needed, a valve system for pressurizing the annulus if required; and a calculation means combining gyro measurements with differential pressure measurements to filter out mechanical stresses when calculating drilling fluid density and frictional pressure loss; and wherein the same calculation means controls both the rig pump system, gasket system and valve system to maintain a desired pressure in the well during drilling operations.

Description

System for automatisk styring av nedihullstrykk under boreoperasjoner System for automatic control of downhole pressure during drilling operations

Den foreliggende oppfinnelse gjelder et system og en fremgangsmåte for automatisk å styre nedihullstrykk under boreoperasjoner med en boreinstallasjon for boring av hull i undergrunnen for å utvinne hydrokarboner, geotermisk energi eller grunnvann. The present invention relates to a system and a method for automatically controlling downhole pressure during drilling operations with a drilling installation for drilling holes in the subsoil to extract hydrocarbons, geothermal energy or groundwater.

Når det bores hull i undergrunnen, pumpes typisk en borevæske (for eksempel boreslam eller vann) fra riggpumpen på en boreinstallasjon ned i borehullet via borerøret og ut gjennom borekronen og opp ringrommet, primært for transportere opp borekaks fra boreprosessen. Borevæsken benyttes også til å opprettholde et egnet trykk i ringrommet, slik at borehullet ikke kollapser eller sprekker opp. I tillegg benyttes borevæsken til å kjøle ned og smøre borekronen. When holes are drilled in the subsoil, a drilling fluid (for example drilling mud or water) is typically pumped from the rig pump on a drilling installation down into the borehole via the drill pipe and out through the drill bit and up the annulus, primarily to transport up cuttings from the drilling process. The drilling fluid is also used to maintain a suitable pressure in the annulus, so that the borehole does not collapse or crack open. In addition, the drilling fluid is used to cool and lubricate the drill bit.

Noen av de viktigste egenskapene til borevæsken for å opprettholde ønskede forhold i brønnen under boreoperasjonen er derfor strømningshastigheten, rheologien og tettheten til borevæsken i alle deler av strømningssløyfen fra borevæsken pumpes inn i brønnen og til borevæsken returnerer til borevæsketankene ved overflaten. Some of the most important properties of the drilling fluid to maintain desired conditions in the well during the drilling operation are therefore the flow rate, rheology and density of the drilling fluid in all parts of the flow loop from the drilling fluid being pumped into the well and until the drilling fluid returns to the drilling fluid tanks at the surface.

Under en boreoperasjon vil det i perioder være nødvendig å stoppe riggpumpen for å foreta forskjellige former for vedlikehold av borestrengen. Et eksempel på dette er når man skal skjøte på borestrengen med et ekstra borerør, eller å korte inn borestrengen med et ekstra borerør. Når pumpen stoppes vil friksjonstrykktapet i ringrommet medføre at trykkforholdene nede i brønnen reduseres. Denne situasjonen kan medføre at trykket i brønnen synker under poretrykket, og det kan oppstå innstrømning av formasjonsvæsker fra formasjonen det bores i og inn i brønnen. Dette kan medføre farlige situasjoner. Det er derfor ønskelig å kompensere for dette friksjonstrykktapet med et egnet ventilsystem når hoved pumpen stoppes. During a drilling operation, it will occasionally be necessary to stop the rig pump to carry out various forms of maintenance of the drill string. An example of this is when you have to splice the drill string with an extra drill pipe, or shorten the drill string with an extra drill pipe. When the pump is stopped, the frictional pressure loss in the annulus will cause the pressure conditions down in the well to be reduced. This situation can cause the pressure in the well to drop below the pore pressure, and an inflow of formation fluids from the formation being drilled into the well can occur. This can lead to dangerous situations. It is therefore desirable to compensate for this frictional pressure loss with a suitable valve system when the main pump is stopped.

I dag benyttes det typisk sett et ventilsystem som justeres avhengig av ønsket trykk ned i brønnen. I tillegg tettes ringrommet ved hjelp av en pakning under hele boreoperasjonen. Ringrommet trykksettes ofte ved hjelp av en baktrykkspumpe. Typiske eksempler på utførelser med kontinuerlig lukket ringrom er beskrevet i patentene US2006/7044237, US2008/7350597, US20110067923. Today, a valve system is typically used which is adjusted depending on the desired pressure down the well. In addition, the annulus is sealed using a gasket during the entire drilling operation. The annulus is often pressurized using a back pressure pump. Typical examples of designs with a continuously closed annulus are described in patents US2006/7044237, US2008/7350597, US20110067923.

Et av problemene med kontinuerlig å lukke ringrommet, er den slitasjen som denne gummipakningen blir utsatt for når borestrengen roteres. Videre er de nevnte systemene vansklig å operere da systemene ikke er tilstrekkelig integrert med systemet som styrer hovedpumpen. Det må da ofte være en ekstra person som overvåker styringen av ventilsystemet. One of the problems with continuously closing the annulus is the wear and tear to which this rubber seal is subjected as the drill string is rotated. Furthermore, the aforementioned systems are difficult to operate as the systems are not sufficiently integrated with the system that controls the main pump. There must then often be an extra person who supervises the control of the valve system.

I en boreoperasjon er borevæskens egenskaper med hensyn til viskositet og tetthet viktig å måle for å kunne kompensere trykket på korrekt vis. I dag måles typisk borevæskeegenskapene ved å ta en prøve av borevæsken ved forskjellige tilgjengelig punkter boreprosessen, og evaluere eksempelvis tettheten ved hjelp av en balansevekt og eksempelvis rheologien ved hjelp av en trakt eller et mer avansert instrument, et såkalt viskosimeter der et roterende eller vibrerende element plasseres i et lite kar som inneholder en prøve av borevæsken. In a drilling operation, the properties of the drilling fluid with regard to viscosity and density are important to measure in order to be able to compensate the pressure correctly. Today, the drilling fluid properties are typically measured by taking a sample of the drilling fluid at various accessible points in the drilling process, and evaluating, for example, the density using a balance and, for example, the rheology using a funnel or a more advanced instrument, a so-called viscometer where a rotating or vibrating element placed in a small vessel containing a sample of the drilling fluid.

Andre måter å evaluere borevæskens egenskaper på er å montere et eksempelvis et Coriolismeter som måler volumstrømningsrate og tetthet til borevæsken i tillegg til å kombinere dette med måling av nivået i borevæsketankene. Eksempler på disse systemene kan deet refereres til patentene US1981/4290305, US2001/6257354, US2003/6650280, US2010/7823656. Other ways to evaluate the properties of the drilling fluid is to install, for example, a Coriolismeter that measures the volume flow rate and density of the drilling fluid, in addition to combining this with measuring the level in the drilling fluid tanks. Examples of these systems can be referred to patents US1981/4290305, US2001/6257354, US2003/6650280, US2010/7823656.

Et av problemene med å måle boreslamegenskapene manuelt er at måledatene må kvalitetssikres og registreres i datasystemet manuelt, og at de modellene som benyttes for å beregne nedihullstrykket er relativ sett komplekse. Å benytte et Coriolismeter er også utfordrende, da dette er vanskelig å montere på et begrenset volum, og har relativt sett dårlig nøyaktighet når sensoren skal tåle høye trykk, typisk sett over 30 bar. One of the problems with measuring the drilling mud properties manually is that the measurement data must be quality assured and recorded in the computer system manually, and that the models used to calculate the downhole pressure are relatively complex. Using a Coriolis meter is also challenging, as this is difficult to mount on a limited volume, and has relatively poor accuracy when the sensor must withstand high pressures, typically above 30 bar.

Av andre metoder for å måle egenskapene til borevæsken er det i artikkelen «Utilizing Instrumented Stand Pipe for Monitoring Drilling Fluid Dynamics for Improving Automated Drilling Operations», IFAC 2012 av Carlsen, Nygaard og Time presentert et system som benytter seg av differensialtrykksensorer for å måle differensialtrykket i en vertikal del og en horisontal del av røret mellom hovedpumpemanifolden og toppen av borestrengen, i tillegg til temperaturmålinger av borevæskestrømmen. Of other methods for measuring the properties of the drilling fluid, in the article "Utilizing Instrumented Stand Pipe for Monitoring Drilling Fluid Dynamics for Improving Automated Drilling Operations", IFAC 2012 by Carlsen, Nygaard and Time, a system that uses differential pressure sensors to measure the differential pressure is presented in a vertical section and a horizontal section of the pipe between the main pump manifold and the top of the drill string, in addition to temperature measurements of the drilling fluid flow.

I artikkelen nevnes det også at denne typen måling med et horisontalt og et vertikalt rør kan for å måle borevæskeegenskapene også ved utløpet av brønnen, uten at dette detaljeres i nevnemessig grad. In the article it is also mentioned that this type of measurement with a horizontal and a vertical pipe can be used to measure the drilling fluid properties also at the outlet of the well, without this being detailed to any significant extent.

Et av problemene med denne metoden til Carlsen et al. er at målingene fra differensialtrykksensorene vil være påvirket av mekaniske bevegelser i boreanretningen, som typisk kan forekomme på grunn av borestrengens forstyrrelser eller bølger dersom boreanretningen er plassert på en flytende farkost. Disse mekaniske bevegelsene vil påvirke i større eller mindre grad helningen til innfestingspunktene for differensialtrykksensoren, og derfor påvirke trykkmålingene. Beregningene av tetthet og friksjonstrykktap kan derfor inneholde feil. One of the problems with this method of Carlsen et al. is that the measurements from the differential pressure sensors will be affected by mechanical movements in the drilling rig, which can typically occur due to disturbances in the drill string or waves if the drilling rig is placed on a floating vessel. These mechanical movements will affect to a greater or lesser extent the inclination of the attachment points for the differential pressure sensor, and therefore affect the pressure measurements. The calculations of density and frictional pressure loss may therefore contain errors.

En annen utfordring til systemet beskrevet i Carlsen et. al. er at det vertikale og det horisontale rørsegmentet er vanskelig i montere mekanisk korrekt i eksisterende og nye boreanretninger, da spesielt et mekanisk avvik i den horisontale delen vil medføre feil i friksjonstrykktapberegningene og påfølgende gi feil i tetthetsberegningene. Another challenge to the system described in Carlsen et. eel. is that the vertical and horizontal pipe segments are difficult to assemble mechanically correctly in existing and new drilling rigs, as a mechanical deviation in the horizontal part in particular will cause errors in the friction pressure loss calculations and subsequently give errors in the density calculations.

Det er et formål med den foreliggende oppfinnelse å i det minste delvis overvinne de ovennevnte problemer og utfordringer. It is an object of the present invention to at least partially overcome the above-mentioned problems and challenges.

Dette formålet, og andre formål som vil være åpenbare ut ifra den følgende beskrivelse, oppnås med et system og en fremgangsmåte i følge de vedlagte uavhengige kravene. Utførelsesformer fremsettes i de vedlagte avhengige kravene. This purpose, and other purposes which will be obvious from the following description, is achieved with a system and a method according to the attached independent claims. Embodiments are presented in the attached dependent claims.

I følge et aspekt av den foreliggende oppfinnelse, tilveiebringes et system for å styre nedihullstrykket under boreoperasjoner, der systemet innebefatter: Minst et gyroelement som plasseres på et, to eller flere rette rørsegment som er plassert i en vinkel i forhold til hverandre; og der minst et differensialtrykkelement måler trykkforholdene mellom endene i et rett rørsegment; et pumpesystem som pumper borevæsken fra en tank for borevæske; en tilbakeslagsventil plassert ved borekronen; et pakningssystem som kan åpnes og lukkes ved behov, et ventilsystem for å trykksette ringrommet ved behov; og et beregningsmiddel som kombinerer gyromålingene med differensialtrykkmålingene for å filtrere ut mekaniske påvirkninger når borevæskens tetthet og friksjonstrykktap beregnes; og der det samme beregningsmiddelet styrer både riggpumpesystemet, pakningssystemet og ventilsystemet for å opprettholde et ønsket trykk i brønnen under boreoperasjoner. According to one aspect of the present invention, a system is provided for controlling downhole pressure during drilling operations, wherein the system includes: At least one gyro element that is placed on one, two or more straight pipe segments that are placed at an angle relative to each other; and wherein at least one differential pressure element measures the pressure conditions between the ends of a straight pipe segment; a pumping system that pumps the drilling fluid from a tank for drilling fluid; a check valve located at the drill bit; a packing system that can be opened and closed when needed, a valve system to pressurize the annulus when needed; and a calculation means that combines the gyro measurements with the differential pressure measurements to filter out mechanical influences when the drilling fluid density and frictional pressure loss are calculated; and where the same calculation means controls both the rig pump system, the packing system and the valve system to maintain a desired pressure in the well during drilling operations.

Det foreliggende system kan også innebefatte temperatur og trykkmålinger i nærheten av de rette rørsegment eller hovedpumpemanifolden i tillegg til en manifold med en styrt ventil som kan lukke strømningspassasjen til toppen av borestrengen, og åpne en returlinje tilbake til tank; der returlinjen har en strupningsventil som kan benyttes til å endre trykkforholdene i de rette rørsegmentene; og et styremiddel som er tilpasset til å kunne styre strupningsventilen og/eller hovepumperaten, og beregne boreslamegenskaper som tetthet og strømningstrykkfall basert på en kombinasjon av de nevnte målinger. The present system may also include temperature and pressure measurements near the straight pipe segment or the main pump manifold in addition to a manifold with a controlled valve that can close the flow passage to the top of the drill string, and open a return line back to the tank; where the return line has a throttling valve which can be used to change the pressure conditions in the straight pipe segments; and a control means which is adapted to be able to control the throttle valve and/or the main pump rate, and calculate drilling mud properties such as density and flow pressure drop based on a combination of the aforementioned measurements.

Det foreliggende systemet tillater at mekaniske forstyrrelser som følge av bevegelser i boreanretningen eller bølgebevegelser på en flytende anretning ikke påvirker beregningene av borevæskens tetthet og friksjonstrykktap. Ved hjelp av det foreliggende systemet kan man beregne både mekaniske påvirkninger i gyroene og trykkpåvirkninger i differensialtrykksensorer og derfor oppnå høyere nøyaktighet ved kontinuerlig beregning av trykkforholdene i brønnen. The present system allows that mechanical disturbances resulting from movements in the drilling device or wave movements on a floating device do not affect the calculations of the density of the drilling fluid and frictional pressure loss. With the help of the present system, one can calculate both mechanical effects in the gyros and pressure effects in differential pressure sensors and therefore achieve higher accuracy by continuously calculating the pressure conditions in the well.

Det foreliggende systemet kan også lett monteres inn i en eksisterende boreanretning, siden de to rørsegmentene kun trenger å plasseres i en vinkel mellom 0 og 180 grader i forhold til hverandre. The present system can also be easily fitted into an existing drilling rig, since the two pipe segments only need to be placed at an angle between 0 and 180 degrees in relation to each other.

Det foreliggende systemet kan både benyttes til evaluering av borevæskeegenskaper av borevæsken som kommer inn i brønnen og borevæsken som kommer ut av brønnen mens boring pågår og væskestrømmen pumpes inn i borestrengen, og mens boring ikke pågår og væskestrømmen pumpes inn i returrøret. The present system can both be used to evaluate the drilling fluid properties of the drilling fluid entering the well and the drilling fluid coming out of the well while drilling is in progress and the fluid flow is pumped into the drill string, and while drilling is not in progress and the fluid flow is pumped into the return pipe.

Det foreliggende systemet kan benyttes til styring av trykket i brønnen mens boring pågår og væskestrømmen pumpes inn i borestrengen mens pakningselementet er åpent, delvis lukket og stengt. The present system can be used to control the pressure in the well while drilling is in progress and the fluid flow is pumped into the drill string while the packing element is open, partially closed and closed.

I følge et annet aspekt av den foreliggende oppfinnelse, tilveiebringes en fremgangsmåte for å beregne og styre trykket nede i brønnen i både borestrengen og ringrommet hvori minst et rørsegment med tilhørende differentialtrykksensor og gyrosensor benyttes som grunnlag for disse beregningene. I tillegg kan det anvendes måling av antall slag på hovedpumpe for å avgjøre strømningshastighetet gjennom rørsegmentet. Dette aspektet av oppfinnelsen kan fremvise det samme eller lignende trekk og tekniske effekter som det tidligere beskrevne aspektet. According to another aspect of the present invention, a method is provided for calculating and controlling the pressure down in the well in both the drill string and the annulus in which at least one pipe segment with associated differential pressure sensor and gyro sensor is used as a basis for these calculations. In addition, measurement of the number of strokes on the main pump can be used to determine the flow rate through the pipe segment. This aspect of the invention may exhibit the same or similar features and technical effects as the previously described aspect.

Disse og andre aspekter av den foreliggende oppfinnelse vil nå bli beskrevet i nærmere detalj med referanse til de vedlagte tegningene som viser en for øyeblikket foretrukket utførelsesform for oppfinnelsen. Fig. 1 er en skjematisk illustrasjon av et system 100 i følge en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse. Et spesielt bruksområde for den foreliggende oppfinnelse er å beregne borevæskens tetthet og friksjonstrykktap både inn i brønnen (110, 120) og ut av brønnen (410 ,420), og benytte disse beregningene til å styre trykkforholdene nede i brønnen ved hjelp av endring av turtallet 105 på hovedpumpen 101. I dette spesielle bruksområdet kan det foreliggende system 100 være parallelt til, eller i det minste delvis erstatte de manuelle målingene av borevæskens tetthet og reologi som også benyttes til å beregne trykkforholdene i brønnen. Systemet i Fig. 1 viser når pakningselementet 330 er åpent. Under denne operasjonen vil eventuelle trykkvariasjoner kompenseres med å styre hovedpumpen 101. Fig. 2 viser systemet 100 når pakningen 330 i øvre del av ringrommet er i ferd med å lukkes. Under denne operasjonen vil eventuelle trykkvariasjoner kompenseres med enten å styre hovedpumpen 101 og/eller ventilsystemet 430. Fig. 3 viser systemet 100 når pakningen 330 i øvre del av ringrommet er helt lukket. Under denne operasjonen vil eventuelle trykkvariasjoner kompenseres med enten å styre hovedpumpen 101 og/eller ventilsystemet 430. Fig. 4 viser systemet 100 når pakningen 330 i øvre del av ringrommet er i ferd med å åpnes. Under denne operasjonen vil eventuell trykkvariasjoner kompenseres med enten å styre hovedpumpen 101 og/eller ventilsystemet 430. These and other aspects of the present invention will now be described in more detail with reference to the attached drawings which show a currently preferred embodiment of the invention. Fig. 1 is a schematic illustration of a system 100 according to an embodiment of the present invention. A particular area of application for the present invention is to calculate the density of the drilling fluid and frictional pressure loss both into the well (110, 120) and out of the well (410, 420), and use these calculations to control the pressure conditions down in the well by means of changing the rpm 105 on the main pump 101. In this particular area of use, the present system 100 can be parallel to, or at least partially replace, the manual measurements of the density and rheology of the drilling fluid which are also used to calculate the pressure conditions in the well. The system in Fig. 1 shows when the packing element 330 is open. During this operation, any pressure variations will be compensated by controlling the main pump 101. Fig. 2 shows the system 100 when the gasket 330 in the upper part of the annulus is about to close. During this operation, any pressure variations will be compensated by either controlling the main pump 101 and/or the valve system 430. Fig. 3 shows the system 100 when the gasket 330 in the upper part of the annulus is completely closed. During this operation, any pressure variations will be compensated by either controlling the main pump 101 and/or the valve system 430. Fig. 4 shows the system 100 when the seal 330 in the upper part of the annulus is about to be opened. During this operation, any pressure variations will be compensated by either controlling the main pump 101 and/or the valve system 430.

Systemet i 100 innbefatter et hovedpumpesystem 101 som pumper borevæsken fra et tanksystem 520 for borevæske. Et strømningsmålingsdetektor 105 måler væskestrømmens volumrate, det kan være slag per minutt teller eller et tachometer eller et annet deteksjonsmiddel der man kan utlede strømningsrate. The system 100 includes a main pump system 101 that pumps the drilling fluid from a tank system 520 for drilling fluid. A flow measurement detector 105 measures the volume rate of the liquid flow, it can be a beats per minute counter or a tachometer or another detection means from which the flow rate can be derived.

Borevæsken pumpes gjennom første rørsegment 110 som har påmontert en differensialtrykkmåler 111. Differensialtrykkmåleren 111 måler trykket mellom prosesstilkoblingene på rørsegmentet 110. Gyroelement 112 og 113 er montert ved prosesstilkoblingene. Det andre rørsegmentet 120 har også påmontert på tilsvarende måte både differensialtrykksensor 121 og gyroelementene 122 og 123. Målingene fra gyroelementene og differensialtrykksensorene registreres og behandles ved hjelp av styremiddelet 610. Et eksempel på et slikt evalueringssystem for borevæske omtales i søkerens sideløpende patentsøknad NO20121023, kalt «System for kontinuerlig evaluering av borevæskeegenskaper», innholdet av hvilken er inkorporert heri ved referanse. The drilling fluid is pumped through the first pipe segment 110, which has a differential pressure gauge 111 attached. The differential pressure gauge 111 measures the pressure between the process connections on the pipe segment 110. Gyro elements 112 and 113 are mounted at the process connections. The second pipe segment 120 also has both the differential pressure sensor 121 and the gyro elements 122 and 123 fitted in a similar way. The measurements from the gyro elements and the differential pressure sensors are recorded and processed using the control means 610. An example of such an evaluation system for drilling fluid is mentioned in the applicant's parallel patent application NO20121023, called " System for Continuous Evaluation of Drilling Fluid Properties”, the contents of which are incorporated herein by reference.

Vinkelen mellom rørsegment 110 og 120 kan være mellom 0 grader og 180 grader i forhold til hverandre, men det tilstrebes en mest mulig horisontal og vertikal plassering av rørsegment, og i det minste slik at vinkelen i rørsegment 110 er forskjellig fra rørsegment 120. Typisk sett vil rørsegment 110 plasseres i en tilnærmet horisontal stilling, mens rørsegment 120 plasseres i en tilnærmet vertikal stilling. Lengden på rørsegmentene kan variere, typisk vil disse være mellom 1 og 30 meters lengde, men både kortere og lengre rørsegmenter kan benyttes. Diameter vil typisk sett være lik borestrengens diameter, men både større og mindre diameter kan benyttes. The angle between pipe segments 110 and 120 can be between 0 degrees and 180 degrees in relation to each other, but the aim is to have the pipe segment as horizontal and vertical as possible, and at least so that the angle in pipe segment 110 is different from pipe segment 120. Typically pipe segment 110 will be placed in an approximately horizontal position, while pipe segment 120 will be placed in an approximately vertical position. The length of the pipe segments can vary, typically these will be between 1 and 30 meters long, but both shorter and longer pipe segments can be used. Diameter will typically be equal to the diameter of the drill string, but both larger and smaller diameters can be used.

For å kompensere for temperatur og trykkvariasjoner, monteres det en temperatursensor 106 og en trykksensor 107 oppstrøms av rørsegmentene 110 og 120. To compensate for temperature and pressure variations, a temperature sensor 106 and a pressure sensor 107 are mounted upstream of the pipe segments 110 and 120.

Etter det siste rørsegmentet kan borevæsken enten ledes via ventilsystemet 130 til toppen av borestrengen 210 eller via returrøret 131 til strupningsventilen 132. Dersom ventilsystemet 130 leder borevæsken via returrøret 131, så måles differensialtrykket over ventilen 132 ved hjelp av sensoren 133. Derfra følger borevæsken tilbake til tanksystemet 520 via returkanalen 510. After the last pipe segment, the drilling fluid can either be led via the valve system 130 to the top of the drill string 210 or via the return pipe 131 to the throttle valve 132. If the valve system 130 directs the drilling fluid via the return pipe 131, then the differential pressure across the valve 132 is measured using the sensor 133. From there, the drilling fluid follows back to the tank system 520 via the return channel 510.

Dersom ventilsystemet 130 leder borevæsken til toppen av borestrengen 210, så strømmer borevæsken ned borerøret ned gjennom en tilbakeslagsventilsystemet 230. Tilbakeslagsventilsystemet 230 hindrer av formasjonsvæsker strømmer inn i borestrengen. Videre strømmer borevæsken gjennom en borekrone 240 og videre oppover ringrommet 310. Derfra strømmer borevæsken forbi nødavstengningssystemet 320 (blow-out preventer). If the valve system 130 leads the drilling fluid to the top of the drill string 210, then the drilling fluid flows down the drill pipe through a check valve system 230. The check valve system 230 prevents formation fluids from flowing into the drill string. Furthermore, the drilling fluid flows through a drill bit 240 and further up the annulus 310. From there, the drilling fluid flows past the emergency shutdown system 320 (blow-out preventer).

I øvre del av brønnen er det et pakningsystem 330 som kan lukkes og åpnes ved behov. Denne er plassert nedenfor slamreturnippel ( bell nipple). Nedenfor pakningssystem 330 strømmer borevæsken gjennom et rørsegment 410 og rørsegment 420. Disse rørsegmentene er av tilsvarende utførelse som rørsegmentene 110 og 120. Rørsegment 410 har påmontert en differensialtrykkmåler 411. Differensialtrykkmåleren 411 måler trykket mellom prosesstilkoblingene på rørsegmentet 410. Gyroelement 412 og 413 er montert ved prosesstilkoblingene. Det andre rørsegmentet 420 har også påmontert på tilsvarende måte både differensialtrykksensor 421 og gyroelementene 122 og 123. Målingene fra gyroelementene og differensialtrykksensorene registreres og behandles ved hjelp av styremiddelet 610. In the upper part of the well, there is a packing system 330 which can be closed and opened as needed. This is located below the sludge return nipple (bell nipple). Below packing system 330, the drilling fluid flows through a pipe segment 410 and pipe segment 420. These pipe segments are of a similar design to pipe segments 110 and 120. Pipe segment 410 has a differential pressure gauge 411 mounted on it. The differential pressure gauge 411 measures the pressure between the process connections on the pipe segment 410. Gyro elements 412 and 413 are mounted at the process connections. The second pipe segment 420 also has both the differential pressure sensor 421 and the gyro elements 122 and 123 fitted in a similar manner. The measurements from the gyro elements and the differential pressure sensors are recorded and processed using the control means 610.

Vinkelen mellom rørsegment 410 og 420 kan være mellom 0 grader og 180 grader i forhold til hverandre, men det tilstrebes en mest mulig horisontal og vertikal plassering av rørsegment, og i det minste slik at vinkelen i rørsegment 410 er forskjellig fra rørsegment 420. Typisk sett vil rørsegment 410 plasseres i en tilnærmet vertikal stilling, mens rørsegment 420 plasseres i en tilnærmet horisontal stilling. Lengden på rørsegmentene kan variere, typisk vil disse være mellom 1 og 30 meters lengde, men både kortere og lengre rørsegmenter kan benyttes. Diameter vil typisk sett være lik borestrengens diameter, men både større og mindre diameter kan benyttes. The angle between pipe segment 410 and 420 can be between 0 degrees and 180 degrees in relation to each other, but the aim is to have the pipe segment as horizontal and vertical as possible, and at least so that the angle in pipe segment 410 is different from pipe segment 420. Typically pipe segment 410 will be placed in an approximately vertical position, while pipe segment 420 will be placed in an approximately horizontal position. The length of the pipe segments can vary, typically these will be between 1 and 30 meters long, but both shorter and longer pipe segments can be used. Diameter will typically be equal to the diameter of the drill string, but both larger and smaller diameters can be used.

For å kompensere for temperatur og trykkvariasjoner, monteres det en temperatursensor 431 og en trykksensor 432 nedstrøms av rørsegmentene 410 og 420. To compensate for temperature and pressure variations, a temperature sensor 431 and a pressure sensor 432 are mounted downstream of the pipe segments 410 and 420.

Nedstrøms trykksensor 432 er det montert en strupningsventil 430 som benyttes til å styre trykket nede i brønnen ved behov. Differensialtrykket over strupningsventilen måles ved hjelp av sensoren 433. Denne differensialtrykksensoren kan benyttes til å beregne volumstrømmen gjennom returrørene 410 og 420. Downstream of pressure sensor 432, a throttling valve 430 is mounted, which is used to control the pressure down in the well if necessary. The differential pressure across the throttle valve is measured using the sensor 433. This differential pressure sensor can be used to calculate the volume flow through the return pipes 410 and 420.

Borevæsken strømmer så via returkanalen 510 til tankanlegget 520.1 tankanlegget 520 blir borevæsken prosessert for eksempelvis å fjerne partikler og endre borevæskens egenskaper. The drilling fluid then flows via the return channel 510 to the tank facility 520. In the tank facility 520, the drilling fluid is processed to, for example, remove particles and change the properties of the drilling fluid.

Fagpersonen vil forstå at den foreliggende oppfinnelse på ingen måte er begrenset til utførelsesformene beskrevet under. Tvert i mot er mange modifikasjoner og variasjoner mulig innenfor de vedlagte kravenes omfang. The person skilled in the art will understand that the present invention is in no way limited to the embodiments described below. On the contrary, many modifications and variations are possible within the scope of the attached requirements.

Claims

1. System 100 for controlling the pressure down in the well during drilling operations with a drilling device, by continuously evaluating the density and flow loss of the drilling fluid, and controlling the main pumping system where the system includes: At least one pipe segment 110 with mounted at least one gyro sensor and at least one differential pressure sensor; And A main pump system 101 And A pressure sensor 107 and Control means 610 adapted to selectively or sequentially calculate the density of the drilling fluid and flow friction pressure loss based on measured differential pressure and the pipe's angle in relation to the horizontal plane, and use these calculations as well as pressure sensor 107 to calculate downhole pressure and control the main pump system 101 .

2. System according to claim 1, further comprising a detection means 105 for detecting flow rate through the pipe segment 110, and a pipe segment 120 where the angle of the pipe in relation to the horizontal plane is different from pipe segment 110, in which the control means calculates the density and flow pressure drop using the two differential pressure sensors and the two gyro sensors, and use these calculations as well as pressure sensor 107 and temperature sensor 106 to calculate downhole pressure and control the main pump system 101.

3. System according to claim 1 or 2, further comprising a return pipe segment 131 with a throttling valve 132, in which the control means 610 can adjust the pressure conditions in the pipe segments by adjusting the opening in the throttling valve 132.

4. System according to 1, 2 or 3 further comprising a controllable packing element 330, the pipe segment 410, the pipe segment 420 and the throttling valve system 430 and the detection means 431, 432 and 433, where the pressure down in the well calculated using the control means 610, and the packing system 330 and the valve system 430 is controlled to influence the pressure down in the well.

5. Method for continuously controlling the pressure down in the well, in which at least one pipe segment 110 and at least one detection means 105 for flow rate and at least one pressure sensor 107, and at least one pump system 101, where the method includes: registering the differential pressure 111 when the detection means for flow rate 105 registers zero flow rate; calculating the density of the drilling fluid using the recorded differential pressure 111, the length of the pipe segment, and the angle in relation to the horizontal plane 112,113; sensing the differential pressure when the flow rate detection means 105 senses more than zero flow rate; to calculate the frictional pressure loss of the drilling fluid using the recorded differential pressure 111, the length of the pipe segment and the angle in relation to the horizontal plane 112,113; to calculate the pressure in the well by using information about the well's length, depth and volumes, as well as the pressure measurement 107; and to control the pressure by changing the speed of the pump system 101.

6. Method according to claim 5 for continuously controlling the pressure down in the well, in which in addition at least also a packing system 330 and at least one pipe segment 410 to evaluate the density and flow pressure drop of the returning drilling fluid and at least one valve system 430 is used, where the method includes: recording the differential pressure and angular position for both pipe segments 110 and 410; calculating the density of the drilling fluid using both recorded differential pressures 111,411, the length of the pipe segments, and both angles relative to the horizontal plane 112,113,412,413; to calculate the drilling fluid flow pressure drop using the calculated density of the drilling fluid, and the one pipe segment's recorded differential pressure 111,421; to calculate the pressure in the well by using information about the well's length, depth and volumes, as well as the pressure measurement 107; and to control the pressure by changing the speed of the pump system 101 and/or the packing system 330 and/or the valve system 430.