NO20131682A1 - Kontroll av nedihulls sikkerhetsanordninger - Google Patents
Kontroll av nedihulls sikkerhetsanordninger Download PDFInfo
- Publication number
- NO20131682A1 NO20131682A1 NO20131682A NO20131682A NO20131682A1 NO 20131682 A1 NO20131682 A1 NO 20131682A1 NO 20131682 A NO20131682 A NO 20131682A NO 20131682 A NO20131682 A NO 20131682A NO 20131682 A1 NO20131682 A1 NO 20131682A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- drilling
- safety device
- signal
- drilling system
- drill string
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 57
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 15
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 14
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 13
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 claims description 6
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 14
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000003306 harvesting Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004065 semiconductor Substances 0.000 description 1
- 238000012163 sequencing technique Methods 0.000 description 1
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 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
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
- E21B44/02—Automatic control of the tool feed
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
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)
- Massaging Devices (AREA)
- Sorption Type Refrigeration Machines (AREA)
Description
KRYSSREFERANSE TIL BESLEKTEDE SØKNADER
[0001] Denne søknaden tar prioritet fra US-søknaden 13/170954, innlevert den 28. juni 2011, som inntas her som referanse i sin helhet.
BAKGRUNN
1. Oppfinnelsens område
[0002] Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt boring, og spesielt aktivering av nedihulls sikkerhetsanordninger.
2. Beskrivelse av beslektet teknikk
[0003] Borehull blir boret dypt inn i jordgrunnen for mange anvendelser, så som karbonsekvestrering, geotermisk produksjon og leting etter og produksjon av hydrokarbon. I alle anvendelsene blir borehullene boret slik at de krysser gjennom eller kan gi tilgang til et materiale (f.eks. gass eller fluid) inneholdt i en formasjon beliggende under jordens overflate. Mange forskjellige typer verktøy og instrumenter kan bli utplassert i borehullene for å utføre forskjellige oppgaver, og noen av disse kan bli anvendt for å innhente målinger av forskjellige verdier mens borehullet blir boret.
[0004] Ett ugunstig fenomen som kan oppstå under boring omtales som et "brønnspark", eller bare et "spark". Med et spark menes generelt en betingelse hvor formasjonsfluid eller formasjonsgass strømmer fra formasjonen og inn i borehullet under boring. Spark kan oppstå når formasjonstrykk overstiger det hydrostatiske trykket som utøves på formasjonen av boreslam som anvendes ved boring av borehullet. Denne typen spark omtales generelt som et "underbalansert spark". En annen type spark omtalt som et "fremkalt spark" kan oppstå når bevegelse av borestrengen eller foringsrøret forårsaker fluktuasjoner i trykket i borehullet.
[0005] Uavhengig av årsaken kan sparket, i ekstreme tilfeller, resultere i ukontrollert strømning av formasjonsfluid eller -gasser ut i atmosfæren ved overflaten i et fenomen omtalt som en "utblåsning". For å hindre utblåsning installeres typisk en utblåsningssikring i rommet mellom borerøret og foringsrøret ved overflaten. Utblåsningssikringen blir aktivert når et spark detekteres og tetter av ringrommet mellom borerøret og foringsrøret for å hindre at fluidet eller gassene lekker ut. Tidlig deteksjon av et spark er nødvendig for effektiv betjening av utblåsningssikringen og inkluderer typisk visuell observasjon av bobler i boreslammet på overflaten.
KORT OPPSUMMERING
[0006] Det beskrives et boresystem for boring av et borehull som innbefatter en borestreng som inkluderer en bunnhullsenhet og et telemetrisystem som er koblet sammen. Systemet innbefatter også en kommunikasjonsanordning koblet til borestrengen innrettet for å sende sensordata til og motta styredata fra en styreenhet anbragt et sted på overflaten gjennom telemetrisystemet, og en sensor koblet til borestrengen, der sensoren leverer sensordataene til kommunikasjonsanordningen. Systemet innbefatter også en nedihulls-sikkerhetsanordning koblet til borestrengen og i funksjonell kommunikasjon med kommunikasjonsanordningen, der nedihulls-sikkerhetsanordningen er innrettet for å utløse etter mottak av et aktiveringssignal innledet av styreenheten.
[0007] Videre beskrives en fremgangsmåte ved utløsning av en nedihulls-sikkerhetsanordning i et boresystem, som omfatter å innhente informasjon som angir borehullsforhold på et sted nedihulls; sende informasjonen til en styreenhet på overflaten; bestemme at nedihulls-sikkerhetsanordningen skal utløses; sende et utløsningssignal gjennom et telemetrisystem til nedihulls-sikkerhetsanordningen; utløse nedihulls-sikkerhetsanordningen ved anvendelse av utløsningssignalet.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0008] De følgende beskrivelsene er ikke å anse som begrensende på noen som helst måte. I de vedlagte tegningene er like elementer gitt like henvisningstall, og:
[0009] Figur 1 illustrerer et boresystem der utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse kan realiseres; og
[0010] Figur 2 er et flytdiagram som illustrerer en fremgangsmåte ifølge en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse.
DETALJERT BESKRIVELSE
[0011] En detaljert beskrivelse av én eller flere utførelsesformer av apparatet og fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen vil bli gitt her som en illustrasjon og ikke en begrensning med støtte i figurene.
[0012] Figur 1 er et skjematisk diagram av et eksempel på et boresystem 100 som innbefatter en borestreng med en boreenhet festet til sin nedre ende som kan bli betjent i samsvar med eksemplene på fremgangsmåter og apparater som vises her. Figur 1 viser en borestreng 120 som omfatter en boreenhet eller bunnhullsenhet ("BHA") 190 som fraktes i et borehull 126. Boresystemet 100 innbefatter et tradisjonelt boretårn 111 oppstilt på en plattform eller et gulv 112 som understøtter et rotasjonsbord 114 som roteres av en kraftkilde, så som en elektrisk motor (ikke vist), med en ønsket rotasjonshastighet. En rørledning (så som borerør) 122 med boreenheten 190 tilknyttet ved sin nedre ende strekker seg fra overflaten til bunnen 151 av brønnhullet 126. Rørledningen 122 er såkalt kablet rør i en utførelsesform og muliggjør høyhastighets toveiskommunikasjon derigjennom.
[0013] En borkrone 150, tilknyttet boreenheten 190, maler opp de geologiske formasjonene når den roteres for å bore borehullet 126. Borestrengen 120 er koblet til et heiseverk 130 via et rotasjonsrør 121, en svivel 128 og en line 129 gjennom en trinse. Heiseverket 130 betjenes for å styre borkronetrykket ("WOB"). Borestrengen 120 kan bli rotert av et toppdrevet rotasjonssystem (ikke vist) i stedet for av drivmotoren og rotasjonsbordet 114. Kombinasjonen driv-motor/rotasjonsbord 114 eller et toppdrevet rotasjonssystem, eller en hvilken som helst annen innretning for å rotere borestrengen 120, vil bli omtalt her som en borestrengaktuator. Virkemåten til heiseverket 130 er kjent for fagmannen og vil således ikke bli beskrevet i detalj her.
[0014] Et passende borefluid 131 (også omtalt som "slam") fra en kilde 132 for dette, for eksempel en slamtank, sirkuleres under trykk gjennom borestrengen 120 av en slampumpe 134. Borefluidet 131 føres fra slampumpen 134 og inn i borestrengen 120 via en desurger 136 og fluidrøret 138. Borefluidet 131 føres ut i bunnen 151 av borehullet gjennom åpninger i borkronen 150. Det returnerende borefluidet 131b sirkulerer oppihulls gjennom ringrommet 127 mellom borestrengen 120 og borehullet 126 og tilbakeføres til slamtanken 132 via en retur-ledning 35 og en borekaksskjerm 185 som fjerner borekaksen 186 fra det returnerende borefluidet 131b.
[0015] I noen anvendelser blir borkronen 150 rotert ved å rotere borerøret 122. I andre anvendelser, derimot, kan en nedihullsmotor 155 (slammotor) anordnet i boreenheten 190 også rotere borkronen 150. Borehastigheten ("ROP") for en gitt borkrone og BHA avhenger i stor grad av borkronetrykket eller skyvekraften på borkronen 150 og dens rotasjonshastighet.
[0016] En styreenhet eller kontroller 140 på overflaten mottar signaler fra sensorer og anordninger nede i hullet og behandler disse signalene i henhold til programmerte instruksjoner forsynt av et program til overflatestyreenheten 140. Overflatestyreenheten 140 viser ønskede boreparametere og annen informasjon på en fremvisningsanordning/monitor 141 som anvendes av en operatørperson for å kontrollere boreoperasjonene. Overflatestyreenheten 140 kan være en data-maskinbasert enhet som kan innbefatte en prosessor 142 (for eksempel en mikroprosessor), en lagringsanordning 144, for eksempel et halvlederminne, et lagringsbånd eller en harddisk, og ett eller flere dataprogrammer 146 i lagrings-anordningen 144 som er tilgjengelig for prosessoren 142 for å eksekvere instruksjoner inneholdt i disse programmene for å utføre fremgangsmåtene som vises her. Overflatestyreenheten 140 kan behandle data vedrørende boreoperasjonene, data fra sensorene og anordningene på overflaten og data mottatt fra nede i hullet, og kan styre én eller flere operasjoner av anordningene nede i hullet og på overflaten.
[0017] Boreenheten 190 inneholder også formasjonsevalueringssensorer eller
-anordninger (også omtalt som måling-under-boring-("MWD")-sensorer eller logging-under-boring-("LWD")-sensorer) som bestemmer borehullstrykk, formasjonstrykk, resistivitet, densitet, porøsitet, permeabilitet, akustiske egenskaper, kjernemagnetisk resonansegenskaper, korrosive egenskaper ved fluidene eller formasjonen nedihulls, saltinnhold og andre valgte egenskaper ved formasjonen 195 rundt boreenheten 190. Slike sensorer er i sin alminnelighet kjent for fagmannen og er for enkelhets skyld betegnet generelt her med henvisningstall 165 og kan for eksempel omfatte resistivitetssensorer, densitetssensorer, porøsitets-sensorer, permeabilitetssensorer, temperatursensorer, trykksensorer, vibrasjons-sensorer, bøyemomentsensorer, rotasjonssensorer, orienteringssensorer og skjærsensorer. Boreenheten 190 kan videre innbefatte en rekke forskjellige andre sensorer og kommunikasjonsanordninger 159 for å kontrollere og/eller fastslå én eller flere funksjoner og egenskaper vedrørende boreenheten (så som hastighet, vibrasjon, bøyemoment, akselerasjon, oscillasjoner, spinn, rykkvis gange, osv.) og
boreoperasjonsparametere, så som borkronetrykk, fluidstrømningsmengde, trykk, temperatur, borehastighet, asimut, toolface, borkronerotasjon, osv.
[0018] En passende telemetrikomponent (kommunikasjonsanordning) 180 som anvender, for eksempel, toveistelemetri, er også innlemmet som illustrert i boreenheten 190 og leverer informasjon fra de forskjellige sensorene til overflatestyreenheten 140 gjennom de kablede rørene 122. Telemetrikomponenten 180 kan også levere styre- eller aktiveringsdata mottatt fra styreenheten 140 til sensorene eller andre anordninger som befinner seg ved eller i nærheten av bunnhullsenheten 190.1 en utførelsesform leverer telemetrikomponenten 180 aktiveringssignaler til nedihulls-sikkerhetsanordninger 167.
[0019] Fortsatt med henvisning til figur 1 innbefatter borestrengen 120 videre en energiomdannelsesanordning 160. I et aspekt er energiomdannelsesanordningen 160 anbragt i bunnhullsenheten 190 for å forsyne elektrisk kraft eller energi, så som strøm, til sensorer 165 og/eller kommunikasjonsanordninger 159. Energiomdannelsesanordningen 160 kan omfatte et batteri eller en energiomdannelsesanordning som for eksempel kan omdanne eller høste energi fra trykkbølger i boreslam som mottas av og strømmer gjennom borestrengen 120 og BHA 190. Alternativt kan en kraftkilde på overflaten bli anvendt for å forsyne kraft til det forskjellige utstyret nedihulls.
[0020] Borestrengen 120 innbefatter videre én eller flere nedihulls sikkerhetsanordninger 167. Disse sikkerhetsanordningene 167 kan for eksempel omfatte utblåsningssikringer (BOP'er). Utblåsningssikringene, som vil være kjent for fagmannen, blir utløst for å tette av slik at innkommende fluid fra formasjonen 169 ikke kan strømme opp ringrommet mellom borerøret 122 og borehullet 126. Det må forstås at sikkerhetsanordninger 167 kan motta et aktiveringssignal fra styreenheten 140 gjennom telemetrikomponenten 180. I noen tilfeller kan en BOP også være anordnet på overflaten som hindrer at fluid strømmer ut i atmosfæren.
[0021] Ifølge en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse kan sensorene 165 avføle én eller flere av formasjonstrykk, strømningsmengde av boreslam og boreslammets sammensetning. Informasjon innhentet av sensorene 165 blir levert til styreenheten 140 gjennom kablet rør 122. Ved styreenheten 140 blir det avgjort om et spark er i ferd med å inntreffe eller har inntruffet. Avgjørelsen kan være automatisk eller basert på analyse av dataene av en operatør. Dersom er spark har funnet sted eller er i ferd med å oppstå, kan styreenheten 140 sende et signal gjennom det kablede røret 122 til sikkerhetsanordninger 167 som gjør at de aktiveres.
[0022] I kjent teknikk, etter deteksjon av et spark på overflaten, har aktivering av sikkerhetsanordninger 167 til nå blitt innledet manuelt med en betydelig tids-forsinkelse fra overflaten ved å slippe en kule eller liknende eller sende et nedlinje-signal. I begge tilfeller blir sikkerhetsanordningene 167 utløst uavhengig av de andre delene av boresystemet 100. Slik aktivering, selv om den er egnet til å redusere eller fjerne konsekvensen av spark, er ikke veldig effektiv som følge av tidsforsinkelsen og kan skape ytterligere problemer. Dersom for eksempel sikkerhetsanordningen 167 blir aktivert før rotasjonsbordet 114 er stanset, kan borestrengen 120 bli skadet. I noen tilfeller vil ikke en utblåsning en gang bli oppdaget på overflaten (underjordisk utblåsning).
[0023] Ved å slå fast en sparktilstand basert på nedihullsinformasjon på overflaten kan andre beslektede systemer stanses eller endres i riktig rekkefølge. Dersom for eksempel sensorene detekterer forhold som tyder på spark, kan rotasjonsbordet 114 bli stoppet, en BOP på overflaten (ikke vist) bli aktivert, og deretter kan styreenheten 140 sende signalet for å gjøre at sikkerhetsanordningene 167 utløses. Kort sagt, takket være muligheten til høyhastighets kommunikasjon gjennom f.eks. kablede rør, kan korrekt sekvensiering av en spark-forårsaket nedstenging styres fra overflaten i sann tid.
[0024] En slik sikkerhetsanordning kan også bli anvendt ved slamtap for å stenge av ringrommet og hindre en underbalansert tilstand som gjør borehullet instabilt eller utløser et spark.
[0025] Figur 2 er et flytdiagram som viser en fremgangsmåte ifølge en utførelses-form. I trinn 200 overvåkes gjeldende boreforhold av sensorer anordnet på eller i nærheten av bunnhullsenheten i en borestreng. Forholdene kan for eksempel omfatte strømningsmengden av eller sammensetningen til boreslammet og hydrostatisk trykk i formasjonen, for å nevne noen. I trinn 202 sendes boreforholdene til overflaten. På overflaten gis boreforholdene til en styreenhet som angitt i trinn 204. Det må forstås at styreenheten kan befinne seg på samme sted som eller fjernt fra stedet hvor boringen utføres. Nærmere bestemt kan styreenheten befinne seg fjernt fra boreriggen i en utførelsesform.
[0026] Uansett hvor styreenheten befinner seg besluttes det i trinn 206 at en nedihulls sikkerhetsanordning anordnet langs borestrengen skal utløses. Denne beslutningen kan bli tatt enten av en operatør, helautomatisk av styreenheten gjennom en ekspertsystemløsning, eller kombinasjoner av operatørbestemt og automatisk styring. I trinn 208 gis minst én andre del av boresystemet (f.eks. rotasjonsbordet) en kommando for å bevirke den til å variere sin virkemåte (f.eks. stanse). Etter at trinn 208 er avsluttet, sendes i trinn 210 en aktiveringskommando fra styreenheten til nedihulls-sikkerhetsanordningen. I noen tilfeller overvåkes nedihullsforhold videre for å avgjøre om aktiveringskommandoen oppnådde det ønskede resultatet eller om ytterligere sikkerhetsanordninger må utløses eller andre tiltak iverksettes.
[0027] Elementer i utførelsesformene har blitt introdusert med ubestemte entalls-former. Entallsformen er ment å forstås som at det kan være ett eller flere av elementene. Ord som "innbefatter", "omfatter", "inkluderer", "har" og "med" og liknende er ment inkluderende slik at det kan være ytterligere elementer utover de angitte elementene. Konjunksjonen "eller", når den anvendes med en opplisting av minst to elementer, er ment å bety et hvilket som helst element eller en hvilken som helst kombinasjon av elementer. Ordenstallene "første", "andre" og "tredje" anvendes for å skille elementer og anvendes ikke for å angi en bestemt rekke-følge.
[0028] Det vil forstås at de forskjellige komponenter eller teknologier kan mulig-gjøre bestemte nødvendige eller nyttige funksjoner eller trekk. Disse funksjonene og trekkene, som kan være nødvendige i støtte for de vedføyde kravene og variasjoner av disse, skal derfor forstås som naturlig innlemmet som en del av idéene her og en del av den viste oppfinnelsen.
[0029] Selv om oppfinnelsen har blitt beskrevet med støtte i eksempler på utførelser, vil det forstås at forskjellige endringer kan gjøres og at ekvivalenter kan bli anvendt i stedet for elementer i disse uten å fjerne seg fra oppfinnelsens ramme. I tillegg vil mange modifikasjoner sees for å tilpasse et gitt instrument, scenario eller materiale til idéene i oppfinnelsen uten å fjerne seg fra dennes ramme. Det er derfor meningen at oppfinnelsen ikke skal begrenses til den konkrete utførelsesformen omtalt som den forventet beste måte å realisere denne oppfinnelsen, men at oppfinnelsen skal inkludere alle utførelsesformer som faller innenfor rammen til de vedføyde kravene.
Claims (15)
1. Boresystem for boring av et borehull, omfattende;
en borestreng som omfatter en bunnhullsenhet og et telemetrisystem som er koblet sammen;
en kommunikasjonsanordning koblet til borestrengen innrettet for å sende sensordata til og motta styredata fra en styreenhet anbragt et sted på overflaten, gjennom telemetrisystemet;
en sensor koblet til borestrengen, der sensoren leverer sensordataene til kommunikasjonsanordningen; og
en nedihulls-sikkerhetsanordning koblet til borestrengen og i funksjonell kommunikasjon med kommunikasjonsanordningen, der nedihulls-sikkerhetsanordningen er innrettet for å utløse eller igangsette etter mottak av et aktiveringssignal innledet av styreenheten.
2. Boresystem ifølge krav 1, hvor sensoren avføler én av: formasjonstrykk i en formasjon som omgir borehullet, slamstrømning og slamsammensetning, eller kombinasjoner derav.
3. Boresystem ifølge krav 1, hvor nedihulls-sikkerhetsanordningen omfatter en utblåsningssikring.
4. Boresystem ifølge krav 1, hvor aktiveringssignalet blir innledet automatisk.
5. Boresystem ifølge krav 1, hvor aktiveringssignalet blir innledet relativt til et andre signal som gjør at en annen del av boresystemet varierer sin virkemåte, hvor aktiveringssignalet blir dannet basert på sensordataene.
6. Boresystem ifølge krav 5, hvor aktiveringssignalet og det andre signalet blir innledet på en forutbestemt samordnet måte.
7. Boresystem ifølge krav 5, hvor den andre delen er en borestrengaktuator.
8. Boresystem ifølge krav 5, hvor den andre delen er en utblåsningssikring på overflaten.
9. Fremgangsmåte for utløsning av en nedihulls-sikkerhetsanordning i et boresystem, fremgangsmåten omfattende trinn med å: innhente informasjon som angir borehullsforhold på et sted nedihulls; sende informasjonen til en styreenhet på overflaten; beslutte eller bestemme at nedihulls-sikkerhetsanordningen skal utløses eller igangsettes; sende et utløsningssignal gjennom et telemetrisystem til nedihulls-sikkerhetsanordningen; og utløse eller igangsette nedihulls-sikkerhetsanordningen ved anvendelse av utløsningssignalet.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, hvor nedihulls-sikkerhetsanordningen er en utblåsningssikring.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 9, videre omfattende trinn med å: sende et variasjonssignal til en annen del av boresystemet som bevirker den andre delen til å variere sin virkemåte, der variasjonssignalet sendes relativt til utløsningssignalet.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 11, hvor variasjonssignalet og utløsnings-signalet innledes på en forutbestemt samordnet måte.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 11, hvor den andre delen er en borestrengaktuator.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 11, hvor den andre delen er en utblåsningssikring på overflaten.
15. System ifølge krav 1, hvor telemetrisystemet innbefatter et flertall sammen-føyde kablede rørdeler.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US13/170,954 US20130000981A1 (en) | 2011-06-28 | 2011-06-28 | Control of downhole safety devices |
PCT/US2012/043318 WO2013003151A2 (en) | 2011-06-28 | 2012-06-20 | Control of downhole safety devices |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20131682A1 true NO20131682A1 (no) | 2014-01-13 |
Family
ID=47389447
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20131682A NO20131682A1 (no) | 2011-06-28 | 2013-12-17 | Kontroll av nedihulls sikkerhetsanordninger |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20130000981A1 (no) |
BR (1) | BR112013032805A2 (no) |
GB (1) | GB2507423A (no) |
NO (1) | NO20131682A1 (no) |
WO (1) | WO2013003151A2 (no) |
Families Citing this family (29)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9394783B2 (en) | 2011-08-26 | 2016-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for evaluating inflow and outflow in a subterranean wellbore |
US9404327B2 (en) * | 2011-08-26 | 2016-08-02 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for evaluating borehole volume changes while drilling |
CA2955381C (en) | 2014-09-12 | 2022-03-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Discrete wellbore devices, hydrocarbon wells including a downhole communication network and the discrete wellbore devices and systems and methods including the same |
US10408047B2 (en) | 2015-01-26 | 2019-09-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Real-time well surveillance using a wireless network and an in-wellbore tool |
US10344583B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Acoustic housing for tubulars |
US10465505B2 (en) * | 2016-08-30 | 2019-11-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reservoir formation characterization using a downhole wireless network |
US10526888B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-01-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole multiphase flow sensing methods |
US10364669B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods |
US10487647B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-11-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hybrid downhole acoustic wireless network |
US10415376B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-09-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Dual transducer communications node for downhole acoustic wireless networks and method employing same |
US10697287B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Plunger lift monitoring via a downhole wireless network field |
US10590759B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-03-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Zonal isolation devices including sensing and wireless telemetry and methods of utilizing the same |
US11136884B2 (en) | 2017-02-02 | 2021-10-05 | Schlumberger Technology Corporation | Well construction using downhole communication and/or data |
CN111201454B (zh) | 2017-10-13 | 2022-09-09 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于利用通信执行操作的方法和系统 |
MX2020004982A (es) | 2017-10-13 | 2020-11-12 | Exxonmobil Upstream Res Co | Metodo y sistema para realizar comunicaciones usando solapamiento. |
US10837276B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along a drilling string |
MX2020003296A (es) | 2017-10-13 | 2020-07-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Metodo y sistema para realizar operaciones de hidrocarburo con redes de comunicacion mixta. |
US10697288B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Dual transducer communications node including piezo pre-tensioning for acoustic wireless networks and method employing same |
WO2019074657A1 (en) | 2017-10-13 | 2019-04-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | METHOD AND SYSTEM FOR REALIZING OPERATIONS USING COMMUNICATIONS |
US10690794B2 (en) | 2017-11-17 | 2020-06-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing operations using communications for a hydrocarbon system |
AU2018367388C1 (en) | 2017-11-17 | 2022-04-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along tubular members |
US12000273B2 (en) | 2017-11-17 | 2024-06-04 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Method and system for performing hydrocarbon operations using communications associated with completions |
US10844708B2 (en) | 2017-12-20 | 2020-11-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Energy efficient method of retrieving wireless networked sensor data |
MX2020005766A (es) | 2017-12-29 | 2020-08-20 | Exxonmobil Upstream Res Co | Metodos y sistemas para monitorear y optimizar las operaciones de estimulacion de yacimientos. |
US11156081B2 (en) | 2017-12-29 | 2021-10-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for operating and maintaining a downhole wireless network |
WO2019156966A1 (en) | 2018-02-08 | 2019-08-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of network peer identification and self-organization using unique tonal signatures and wells that use the methods |
US11268378B2 (en) | 2018-02-09 | 2022-03-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole wireless communication node and sensor/tools interface |
US11293280B2 (en) | 2018-12-19 | 2022-04-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for monitoring post-stimulation operations through acoustic wireless sensor network |
US11952886B2 (en) | 2018-12-19 | 2024-04-09 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Method and system for monitoring sand production through acoustic wireless sensor network |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3322215A (en) * | 1966-08-08 | 1967-05-30 | Elbert E Warrington | Art of well drilling |
US3908769A (en) * | 1973-01-04 | 1975-09-30 | Shell Oil Co | Method and means for controlling kicks during operations in a borehole penetrating subsurface formations |
US4588035A (en) * | 1983-02-04 | 1986-05-13 | I I. E. Innovation Enterprise Ltd. | Down hole blow out preventer and method of use |
US6206108B1 (en) * | 1995-01-12 | 2001-03-27 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system with integrated bottom hole assembly |
US7174975B2 (en) * | 1998-07-15 | 2007-02-13 | Baker Hughes Incorporated | Control systems and methods for active controlled bottomhole pressure systems |
US8955619B2 (en) * | 2002-05-28 | 2015-02-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Managed pressure drilling |
GB2454377B (en) * | 2006-06-30 | 2011-03-09 | Baker Hughes Inc | Method for improved well control with a downhole device |
US8447523B2 (en) * | 2007-08-29 | 2013-05-21 | Baker Hughes Incorporated | High speed data transfer for measuring lithology and monitoring drilling operations |
US20100170673A1 (en) * | 2009-01-08 | 2010-07-08 | Baker Hughes Incorporated | System and method for downhole blowout prevention |
-
2011
- 2011-06-28 US US13/170,954 patent/US20130000981A1/en not_active Abandoned
-
2012
- 2012-06-20 BR BR112013032805A patent/BR112013032805A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2012-06-20 WO PCT/US2012/043318 patent/WO2013003151A2/en active Application Filing
- 2012-06-20 GB GB1322256.7A patent/GB2507423A/en not_active Withdrawn
-
2013
- 2013-12-17 NO NO20131682A patent/NO20131682A1/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2507423A (en) | 2014-04-30 |
WO2013003151A2 (en) | 2013-01-03 |
GB201322256D0 (en) | 2014-01-29 |
BR112013032805A2 (pt) | 2017-01-31 |
US20130000981A1 (en) | 2013-01-03 |
WO2013003151A3 (en) | 2013-04-25 |
WO2013003151A4 (en) | 2013-06-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO20131682A1 (no) | Kontroll av nedihulls sikkerhetsanordninger | |
CA2853274C (en) | Methods and systems for providing a package of sensors to enhance subterranean operations | |
Edwards et al. | A summary of wired drill pipe field trials and deployments in bp | |
EP3283727B1 (en) | System and method for drilling using pore pressure | |
CA3080712C (en) | Robust early kick detection using real time drilling data | |
Cayeux et al. | Early symptom detection on the basis of real-time evaluation of downhole conditions: Principles and results from several north sea drilling operations | |
NO20141484L (no) | Målinger av multiple distribuerte krefter | |
US10072481B2 (en) | Modeling and production of tight hydrocarbon reservoirs | |
US10233741B2 (en) | Well monitoring, sensing, control and mud logging on dual gradient drilling | |
US20190078405A1 (en) | Method and apparatus for wellbore pressure control | |
Veeningen | Novel high speed telemetry system with measurements along the string mitigate drilling risk and improve drilling efficiency | |
US20150247400A1 (en) | Environment-based telemetry system | |
Hernandez et al. | High-speed wired drillstring telemetry network delivers increased safety, efficiency, reliability and productivity to the drilling industry | |
Nygård et al. | Improved drilling operations with wired drill pipe and along-string measurements–learnings and highlights from multiple north sea deployments | |
Veeningen | Identify safe drilling margin, detect and distinguish kicks from ballooning and better well control for deepwater, through independent downhole measurements | |
Weisbeck et al. | Case history of first use of extended-range EM MWD in offshore, underbalanced drilling | |
NO20110498A1 (no) | Fremgangsmate og anordning for formasjonsevaluering etter boring. | |
Salomone et al. | First Wired Drill Pipe Deployment in Adriatic Sea | |
Mallary et al. | Pressure-while-drilling measurements to solve extended-reach drilling problems on Alaska's North Slope | |
Veeningen | Detect kicks prompted by losses and direct measurement well control method through networked drillstring with along string pressure evaluation | |
Ghamdi et al. | Integrated Planning and Drilling Approach Efficiently Navigates the Uncertainty of a Challenging Horizontal Evaluation Well | |
Hamzah et al. | Integrated Drilling and Evaluation Solution to Improve Malaysia Deepwater Exploration Drilling Efficiency and to Mitigate Potential Drilling Hazard | |
Hernandez et al. | Along String Pressure and Temperature Measurements in Real Time: Early Field Use and Resultant Value | |
Carpenter | Detection of Kicks With Networked Drillstring and Along-String Pressure Evaluation |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |