NO306912B1 - Fremgangsmåte for bestemmelse av fluidinnströmning eller -tap ved boring fra flytende rigger - Google Patents
Fremgangsmåte for bestemmelse av fluidinnströmning eller -tap ved boring fra flytende rigger Download PDFInfo
- Publication number
- NO306912B1 NO306912B1 NO920486A NO920486A NO306912B1 NO 306912 B1 NO306912 B1 NO 306912B1 NO 920486 A NO920486 A NO 920486A NO 920486 A NO920486 A NO 920486A NO 306912 B1 NO306912 B1 NO 306912B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- flow
- well
- fluid
- variation
- vertical movement
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 37
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 29
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 19
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 22
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 9
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 8
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 description 5
- 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 4
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 2
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 1
- 238000005314 correlation function Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000006735 deficit Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 238000012549 training Methods 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/001—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor specially adapted for underwater drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Indicating Or Recording The Presence, Absence, Or Direction Of Movement (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Cyclones (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for bestemmelse av fluidinnstrømning eller-tap ved boring av brønner fra en flytende rigg, f.eks. et boreskip eller en halvt nedsenkbar rigg.
I visse situasjoner i petroleumsindustrien finnes oljebærende formasjoner under sjøbunnen. Der sjøbunnen er opp til 100 m under vannflaten, kan bunn-understøttete borerigger som oppjekkbare rigger anvendes. På dypere vann er det imidlertid ikke mulig å la boreriggen hvile på bunnen, og en flytende plattform må anvendes. Flytende plattformer så som boreskip eller halvt nedsenkbare rigger kan arbeide i meget dypere vann enn bunn-understøttete rigger, men er utsatt for problemer i forbindelse med å opprettholde et stabilt posisjonsmessig forhold til sjøbunnen. Horisontale bevegelser kan til en viss grad kontrolleres ved hjelp av dynamiske posisjonerings-systemer og forankring, men vertikalbevegelse eller "hiv" på grunn av bølgevirkning gjenstår.
Det er vanlig praksis å anvende borefluid eller slam ved petroleum-brønn-boring eller geotermisk brønnboring. Slammet pumpes inn i borestrengen ved overflaten og strømmer nedad til borkronen, hvorfra det slippes inn i borehullet og strømmer tilbake til overflaten i ringrommet mellom borestrengen og borehullet, medførende borekaks fra borkronen tilbake til overflaten. Slammet tjener også andre formål så som oppdemning av formasjonsfluider og oppstøtting av selve borehullet. Ved boring av en brønn kan man risikerer å bore inn i en formasjon som inneholder fluider med unormalt høyt trykk, særlig gass, som kan strømme inn i brønnen og fortrenge slammet. Dersom denne innstrømming ikke hurtig nok oppdages og bringes under kontroll, kan høytrykksfluidet strømme fritt inn i brøn-nen og forårsake en utblåsing. Alternativt kan visse formasjoner tillate fluid å strømme fra brønnen inn i formasjonen, hvilket også kan være uønsket.
Fluid-innstrømning (eller et "tilbakeslag") eller fluidtap (tapt sirkulasjon) kan detekteres ved å sammenlikne slammets strømningshastighet inn i brønnen med slammets strømningshastighet ut fra brønnen, idet disse to tilstander indikeres ved henholdsvis et strømnings-overskudd eller -underskudd. Ved flytende rigger vil imidlertid vertikalbevegelse effektivt endre volumet av strømningsbanen for slamstrømning til og fra brønnen, og derved vanskeliggjøre detektering av tilbakeslag eller tapt sirkulasjon på kort sikt.
En fremgangsmåte og anordning for detektering av tilbakeslag og tapt sirkulasjon er beskrevet i US 3 760 891, hvor det tilbakestrømmende slam over-våkes og verdiene akkumuleres over overlappende tidsrom. Ved å sammenlikne strømningen fra ett tidsrom med strømningen i løpet av et tidligere tidsrom og sammenlikne med forutvalgte verdier, bestemmes endringen i strømningshastig-het. Denne teknikk er imidlertid forholdsvis sen til å bestemme anomale strøm-ningssituasjoner.
US 4 440 239 omhandler i hovedsaken en fremgangsmåte for regulering av borefluidstrømmen gjennom et undervanns-borehull. Den kjente metode anvender stampe- og rulle-målinger og to gjennomsnittberegningsfiltere av forskjellig lengde for eliminering av fartøyets bevegelse ut fra måling av fluidstrømningen. Hiv-bevegelsen verken detekteres eller anvendes ved denne kjente metode, idet det isteden utføres en stampe/rulle-måling for utvelging av ett av de to filtre.
US 4 610 161, som angivelig innebærer en forbedring av fremgangsmåten ifølge ovennevnte US 4 440 239, måler hiv - det vil si vertikalbevegelse, og anvender målingen til å beregne tidskonstanten, det vi si lengden gjennomsnittberegningsfilteret. Med andre ord avhenger
gjennomsnittsberegningstiden på hiv-nivået.
US 4 535 851 omhandler en fremgangsmåte for kompensering av fluidstrømningsmålinger ved å måle vertikalbevegelsen. Publikasjonen angir imidlertid intet nærmere om hvorledes denne kompensering oppnås.
I henhold til foreliggende oppfinnelse tilveiebringes en fremgangsmåte for bestemmelse av fluidinnstrømning eller tap fra en brønn som bores fra et flytende fartøy under anvendelse av borefluid, omfattende overvåking av fluidstrømningen fra brønnen for innhenting av et varierende signal som indikerer variasjonen i strømningen fra brønnen (Q0), overvåking av fartøyets vertikalbevegelse for innhenting av et varierende signal som indikerer nevnte bevegelse, anvendelse av signalet som indikerer vertikalbevegelsen til å beregne den forventete variasjon i fluidstrømning (Q0(ventet)) fra brønnen på grunn av nevnte bevegelse, anvendelse av den beregnete strømning (Q0(ventet)) til å korrigere signalet (Q0) som indikerer strømningsvariasjon for kompensering av eventuell strømningskompo-nent som følge av vertikalbevegelsen og overvåkingen av det kompenserte signal
(Q0(korr)) for detektering av fluidinnstrømning eller -tap fra brønnen,karakterisertved at variasjonen i strømningen fra brønnen (Q0) løpet av et tidsrom anvendes ved beregningen av den forventete variasjon i fluidstrømning fra brønnen (Q0 (ventet)).
Riktignok anvendes også ved ovennevnte US 4 610 161 hiv-måling for å korrigere fluidstrømningsmålingen, men ved fremgangsmåten ifølge foreliggende søknad anvendes en filterinnretning til å beregne den forventede variasjon i fluidstrømning fra brønnen på grunn av hiv-bevegelsen. Det er således en målt (sann) verdi av fluidstrømnings-variasjonen, og det beregnes en strømningsvariasjon som forårsakes utelukkende av hiv-bevegelsen. Med begge verdier er det forholdsvis enkelt å beregne strømningsvariasjonen som om der ikke fantes noen hiv-bevegelse, det vil si at strømningsvariasjonen utelukkende skyldes innstrømning eller tap far en brønn. Løsningen som benyttes ifølge sistnevnte US 4 610 161 er en annen. Filterinnretningen gir der en tidsbasert gjennomsnittsverdi av den målte strømning, og gjennomsnittsberegningstiden velges ideelt slik at den opphever variasjonene på grunn av hiv-bevegelsen. Det er en vesentlig forskjell mellom det å oppheve variasjonene på grunn av en hiv-bevegelse ved hjelp av en gjennomsnittsberegningsprosess, og det å prøve å estimere disse variasjonene.
Ved å overvåke fartøyets vertikale bevegelse separat fra strømningsbeve-gelsen, kan den observerte strømning enkelt korrigeres for å fjerne eventuelle virkninger av vertikalbevegelse og derved tillate hurtigere korrigering og følgelig større nøyaktighet i anomal strømningsdeteksjon. Andre riggbevegelseskompo-nenter så som rulling som også påvirker borefluidstrømningen, kan også kompen-seres for på liknende måte. Fortrinnsvis blir det kompenserte signal sammenliknet med den målte strømning inn i brønnen. Forskjellen mellom disse signaler kan brukes til å igangsette alarmer om nødvendig.
Strømningsmålingene blir typisk frembrakt ved hjelp av en strømningsmåler i fluidutløpet fra brønnen, og vertikalbevegelsen blir typisk frembrakt fra en koder på en glideskjøt i et marint stigerør. Strømning inn i brønnen kan beregnes ut fra volumet av slam som pumpes inn i brønnen ved hjelp av slampumpe-systemet.
For å bestemme hvorvidt strømningen fra brønnen er anomal, blir den kompenserte verdi fortrinnsvis sammenliknet med en øvre og/eller nedre terskel for å bestemme henholdsvis fluid-innstrømning eller tap.
Beregningene bør fortrinnsvis utføres samtidig med kontinuerlige målinger og kan om nødvendig være på en tidsmidlet basis.
Oppfinnelsen skal nå, som eksempel, beskrives i tilknytning til de medføl-gende tegninger hvor: Fig. 1 er en skjematisk gjengivelse av en flytende borerigg; Fig. 2 viser en ubehandlet kurve av strømning fra brønnen (gallons pr.
minutt (GPM) mot sekunder (S)); Fig. 3 viser en ubehandlet kurve for vertikalbevegelse av riggen (relativ
vertikal posisjon i meter (m) og sekunder (S)); Fig. 4 og 5 viser spektralanalyser av signalene fra fig. 2 og 3 (effekt P) mot
frekvens (Hz); Fig. 6 viser en koherens-kurve frembrakt ved bruk av de spesielle data fra
fig. 4 og 5 (koherens mot frekvens (Hz)); Fig. 7 viser en kurve over en konstant strømningshastighet med overlig
gende vertikalbevegelse; Fig. 8 viser en kurve over en økende strømning med overliggende vertikal
bevegelse; og Fig. 9 viser en kurve over differensialstrømning utledet fra fig. 8 og kompensert for vertikalbevegelse.
Et skjematisk riss av en situasjon der foreliggende oppfinnelse kan finne anvendelse er vist i fig. 1. For klarhetens skyld er enkelte deler av riggen ikke vist. Riggen omfatter et fartøyskrog 10 som flyter i vannet 12. Fartøyet kan være et boreskip eller en halvt nedsenkbar rigg eller annet flytende fartøy og kan holdes i posisjon med passende midler så som forankring eller dynamiske posisjonerings-anordninger (ikke vist). En borestreng 14 strekker seg fra riggen til sjøbunnen 15, gjennom en stor BOP-stabel 16 inn i borehullet 18. Fartøyet 10 og BOP-stabelen 16 er forbundet ved hjelp av et marint stigerør 20 som omfatter en nedre seksjon 20a som er festet til BOP-stabelen 16 og en øvre seksjon 20b festet til skroget 10. De øvre og nedre seksjoner 20a, 20b er forbundet ved hjelp av en teleskopskjøt eller "glideskjøt" 22 for å tillate vertikalbevegelse av skroget 10 uten å påvirke det marine stigerør 20.
Ved bruk pumpes boreslam ned gjennom borestrengens 14 innside til borkronen (ikke vist) og det strømmer oppad til overflaten gjennom ringrommet 24 mellom borestrengen 14 og borehullet 18. Vannet strømmer fra borehullet 18 til fartøyet 10 gjennom det marine stigerøret 20 og strømmer tilbake til sirkulasjons-systemet (ikke vist) fra et utløp 26.
Mengden av slam som pumpes inn i brønnen kan bestemmes fra konstant-fortrengningspumpene som anvendes for sirkulering av slammet. En strømnings-måler 28 er anordnet på utløpet 26 for å overvåke mengden av slam som strøm-mer fra brønnen og en koder 30 er anordnet i glideskjøten 22 for å overvåke skrogets 10 relative, vertikale posisjon fra sjøbunnen 15. Utgangssignalet fra strømningsmåleren 28, koderen 30 og andre overvåkingsinnretninger mates til en prosessor 32 for å analyseres.
I situasjoner der sjøen er rolig, opprettholder skroget 10 en stort sett konstant vertikal stilling i forhold til sjøbunnen. Følgelig forblir verdien av det marine stigerør stort sett konstant, og ved normale forhold blir således strømmen av boreslam inn i brønnen Qjden samme som slamstrømmen ut av brønnen Q0. I tilfelle av fluidinnstrømning økes mengden av fluid i brønnen, og kan således detekteres idet Q0vil være større enn Qj. I tilfelle av sirkulasjonstap er det omvendt, Q, er større enn Q0.
Dersom sjøen ikke er rolig vil imidlertid en virkning av eventuell bølgebeve-gelse være å forårsake at skrogets relative vertikale posisjon varierer, og denne bevegelse er kjent som "hiv" eller vertikalbevegelse. En typisk grad av vertikalbevegelsen til et stigerør er vist i fig. 3. Som det fremgår vil en variasjon i skrogets 10 vertikale posisjon bevirke en variasjon i lengden og følgelig volumet av det marine stigerør gjennom virkningen av glideskjøten. Ettersom Q, er stort sett konstant, vil Q0bli påvirket av volumendringen på grunn av vertikalbevegelsen og en typisk grad av Q0med påvirkning av vertikalbevegelsen er vist i fig. 2. I flytende rigger er Qitypisk 1520 l/m (400 gallons/minutt). Virkningen av vertikalbevegelse er imidlertid å bringe Q0til å variere mellom 0 og 5700 l/m (0 og 1500 gallons/minutt), slik at eventuell innstrømning eller tap som forårsaker en endring i Q0på 0 - 380 !/m (50 -100 gallons/minutt), hvilket er en typisk endring som man ville ønske å detektere i de innledende stadier av slike situasjoner, ikke ville kunne skilles ut.
Spektralanalyser av strømning- og hiv-signalene på fig. 2 og 3 er vist i henholdsvis fig. 4 og 5, og i begge tilfeller finnes en dominant dynamisk komponent ved ca. 0,08 Hz, hvilket svarer til fartøyets vertikalbevegelse. De to signaler finnes å være sterkt koherente ved denne frekvens som vist i fig. 6, hvilket antyder at største delen av variasjonen i Q0skyldes vertikalbevegelse, men er faseforskjøvet i forhold til denne. Erkjennelsen av dette faktum gjør det mulig å bestemme den momentane virkning av vertikalbevegelse på Q0dersom vertikalbevegelsen er kjent. Vertikalbevegelse kan bestemmes ut fra glideskjøt-koderen og Q( og Q0fra strømningsmålerne. Ut fra disse målinger vil det være mulig å oppnå en ventet verdi for Q0fra Qjog hiv-data og denne verdi Q0(ventet) kan sammenliknes når den virkelige verdi som finnes når observert Q0korrigeres for hiv-Q0(korr.). Forskjellen Q0(korr.)-Q0(ventet) vil vise hvorvidt mer eller mindre slam strømmer fra brønnen enn det som skulle strømme om det ikke var anomale tilstander.
En utføringsform av foreliggende oppfinnelse anvender adaptive filtreringsteknikker for å oppnå et filter som modellerer forholdet mellom det tidsdifferensi-erte hiv-kanal-signal som filterinngangen og utstrømningssignalet som filterutgan-gen. Passende algoritmer finnes i litteraturen, f.eks. gir "minste midlere kvadrater"-metoden tilfredsstillende resultater ved denne anvendelse. Det adaptive filter gir rekursive estimater av puls-reaksjonsvektoren "h(t)" som former det modellerte forhold mellom glideskjøt-signalet og den dynamiske komponent av dette strøm-ningssignal. Filterets adaptive beskaffenhet sikrer at modellen forandrer seg sakte med tiden, som reaksjon på endrete bølgeforhold og slamstrømningshastig-heter. Ved ethvert tidspunkt "t", kan et estimat av den ventete dynamiske strøm-ningskomponent oppnås ved å konvolvere h(t) med det aktuelle segment av hiv-data for å oppnå den aktuelle, forutsagte strømning som utgangen fra filteret. Denne forutsagte strømningsvariasjon på grunn av hiv-bevegelse kan så subtra-heres fra den målte strømning, enten på en momentan basis eller tidsmidlet basis, for å frembringe de korrigerte strømningsmålinger.
Adaptive filtreringsteknikker som ovenfor beskrevet har den oppgave å justere inngangsdata-amplitudene og/eller -fasene for å tilpasse disse til amplitudene og/eller fasene til et "treningssignal" som i dette tilfellet utledes av seksjoner av strømningsdata med dynamiske komponenter som domineres av riggbevegel-sen. Det fremgår av fig. 2 og 3 at ett smalbånd-signal dominerer både hiv- og strømnings-dataene. Et godt estimat av den nødvendige modell for oppnåelse av det dynamiske strømningsestimat, kan derfor oppnås ved å estimere den nødven-dige amplitude- og fase-behandling av denne frekvenskomponent i hiv-målingen. Dette har den fordel at den nødvendige behandling på økonomisk måte kan anvendes i tidsdomenet. En detaljert realisering av denne behandlingsteknikk kan beskrives som følger:
(i) Faseforspranget mellom hiv-målingen og strømnings-utgangssignalet estimeres ved krysskorrelering av segmenter av hiv- og strømnings-dataene. Dette kan oppnås ved anvendelse av direkte korrelering av de prøvetatte tidsdomene-signaler:
hvor r^p) = korrelasjonsfunksjon
L = antall prøver.
Fasedifferansen mellom signalene kan så bestemmes ved å
detektere indeksen til det lokale maksimum i r^.
(ii) For å utføre amplitude-kalibrering, normaliseres amplituden til den deriverte av hiv-signalet til standard-deriveringen (kvadratroten av variansen) av strømningssignalet. Amplitude-kalibreringen kan så oppdateres med korrigeringer avledet fra amplitudene til de forutsagte og målte strømningsmålinger. (iii) Amplitude- og fase-korrigeringen utføres på hiv-målingen for å
fremskaffe en forutsagt strømningsmåling på grunn av riggbeve-
geisen. Denne verdi kan med fordel gjennomsnittsberegnes over et helt antall hiv-perioder og trekkes fra i gjennomsnittsberegnete strømningsmålinger utført under samme hiv-periode. Den kompenserte strømningsmåling vil da mer nøyaktig representere den sanne fluidstrømning fra brønnen uten artifakter på grunn av rigg-bevegelse. Amplitude- og fase-korrigeringer kan oppdateres med hyppige mellomrom for adaptiv optimalisering av de modellerte
strømningsdata.
(iv) Under anvendelse av de korrekte strømningsmålinger kan ytterligere behandling anvendes for å detektere anomale strømningsforhold. Generelt er det forskjellen mellom strømningen inn i og ut av brøn-nen som måles. En forbedret differanse-indikasjon oppnås ved bruk av disse teknikker, som følge av den forbedrete nøyaktighet ved utstrømningsmålingen. Dette differansesignal blir typisk anvendt på en trend-detekteringsalgoritme for å gi hurtig detektering av abnor-male strømningsendringer.
Et eksempel på et utstrømningssignal som er oppnådd under nominell konstant strømning inn i brønnen på 1520 l/m (400 GPM), men under forhold med eksessiv vertikalbevegelse, er vist i fig. 7 over et tidsrom på 1 time. I fig. 8 er differansen mellom strømning inn i og ut av brønnen vokst fra 0 til 380 l/m (0 til 100 gallons/minutt) i løpet av tidsrommet 2000 til 3000 sekunder. De ovenfor beskrevne behandlingsteknikker anvendes på de data som er vist i fig. 7 og 8 for å gi differensial-strømningssignalet vist i fig. 9. Innstrømningen blir lett identifisert i det behandlete signal når strømningshastigheten overskrider inngangsstrømmen med ca. 190 l/m (50 GMP) (representert ved en brutt linje i fig. 9).
For innstrømning/tap-detektering er det nødvendig å diskriminere når Q0(korr.)-Q0(ventet) er ulik null. Når den ovenfor beskrevne strømnings-korrek-sjonsteknikk anvendes på typiske feltdata, gir den forbedret estimat av delta-strømning, og variasjoner på rundt 190 l/m (50 GMP) lar seg lett oppdage. Detekteringen av mindre innstrømninger/tap enn dette kan oppnås ved å anvende statistisk behandling, f.eks. enkel gjennomsnittsberegning eller trendanalyse på de forbedrete delta-strømningsdata, og kan anvendes for å gi automatisk detektering av denne innstrømning/tap.
Claims (10)
1. Fremgangsmåte for bestemmelse av fluidinnstrømning eller -tap ved boring fra et flytende fartøy under anvendelse av borefluid, omfattende overvåking av fluidstrømningen fra brønnen (Q0) for innhenting av et varierende signal som indikerer variasjonen i strømningen fra brønnen, overvåking av fartøyets vertikalbevegelse for innhenting av et varierende signal som indikerer nevnte bevegelse, anvendelse av signalet som indikerer vertikalbevegelsen til å beregne den forventete variasjon i fluidstrømning (Q0(ventet)) fra brønnen på grunn av nevnte bevegelse, anvendelse av den beregnete strømning (Q0(ventet)) til å korrigere signalet (Q0) indikerer strømningsvariasjon for kompensering av eventuell strømnings-komponent som følge av vertikalbevegelsen og overvåkingen av det kompenserte signal (Q0(korr)) for indikering av fluidinnstrømning eller -tap fra brønnen,karakterisert vedat variasjonen i strømningen fra brønnen (Q0) løpet av et tidsrom anvendes ved beregningen av den forventete variasjon i fluidstrømning fra brønnen (Q0(ventet)).
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat den kompenserte strømning (Q0(korr)) sammenliknes med slamstrømningen inn i brønnen (Qi) for å oppnå en strømnings-differansemåling.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2,karakterisert vedat strømnings-differansemålingen, for bestemmelse av fluid-innstrømning eller -tap, enten anvendes på en trend-detekteringsalgoritme eller sammenliknes med en øvre og/eller en nedre terskelverdi.
4. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-3,karakterisert vedat vertikalbevegelses-signalet innhentes fra en glideskjøt i et marint stigerør som for-binder fartøyet med brønnen.
5. Fremgangsmåte ifølge et av de foregående krav,karakterisertv e d at det varierende signal (Q0) innhentes fra en strømningsmåler i en fluid-utgang fra brønnen.
6. Fremgangsmåte ifølge et av de foregående krav,karakterisertv e d at indikasjonen av fluidinnstrømning eller -tap innhentes ved å sammenlikne den forventete variasjon i fluidstrømning fra brønnen og den observerte variasjon i fluidstrømning fra brønnen.
7. Fremgangsmåte ifølge et av de foregående krav,karakterisertv e d at beregningen utføres samtidig med den kontinuerlige overvåking.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7,karakterisert vedat beregningen modifiseres for å ta hensyn til endrete operasjonsforhold.
9. Fremgangsmåte ifølge et av de foregående krav,karakterisertv e d at beregningen utføres på en tidsmidlet basis.
10. Fremgangsmåte ifølge et av de foregående krav,karakterisertv e d at beregningen innebærer bestemmelse av fasedifferansen mellom vertikalbevegelses- og strømnings-signaler som har stort sett samme fase.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP91400302A EP0498128B1 (en) | 1991-02-07 | 1991-02-07 | Method for determining fluid influx or loss in drilling from floating rigs |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO920486D0 NO920486D0 (no) | 1992-02-06 |
NO920486L NO920486L (no) | 1992-08-10 |
NO306912B1 true NO306912B1 (no) | 2000-01-10 |
Family
ID=8208541
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO920486A NO306912B1 (no) | 1991-02-07 | 1992-02-06 | Fremgangsmåte for bestemmelse av fluidinnströmning eller -tap ved boring fra flytende rigger |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5205165A (no) |
EP (1) | EP0498128B1 (no) |
CA (1) | CA2060736C (no) |
DE (1) | DE69107606D1 (no) |
NO (1) | NO306912B1 (no) |
Families Citing this family (27)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2273512A (en) * | 1992-12-12 | 1994-06-22 | Timothy Peter Blatch | Compensation for mud flow indicators |
JP4488547B2 (ja) * | 1999-04-06 | 2010-06-23 | 三井造船株式会社 | 浮体式リグの位置保持制御方法および制御装置 |
US6499540B2 (en) * | 2000-12-06 | 2002-12-31 | Conoco, Inc. | Method for detecting a leak in a drill string valve |
US20020112888A1 (en) | 2000-12-18 | 2002-08-22 | Christian Leuchtenberg | Drilling system and method |
US8286734B2 (en) | 2007-10-23 | 2012-10-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Low profile rotating control device |
US8844652B2 (en) | 2007-10-23 | 2014-09-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Interlocking low profile rotating control device |
GB2457278B (en) * | 2008-02-08 | 2010-07-21 | Schlumberger Holdings | Detection of deposits in flow lines or pipe lines |
US9359853B2 (en) | 2009-01-15 | 2016-06-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Acoustically controlled subsea latching and sealing system and method for an oilfield device |
US8322432B2 (en) | 2009-01-15 | 2012-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Subsea internal riser rotating control device system and method |
US9528334B2 (en) | 2009-07-30 | 2016-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling methods with automated response to event detection |
US9567843B2 (en) * | 2009-07-30 | 2017-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling methods with event detection |
US8347983B2 (en) | 2009-07-31 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with a high pressure rotating control device |
GB2478119A (en) * | 2010-02-24 | 2011-08-31 | Managed Pressure Operations Llc | A drilling system having a riser closure mounted above a telescopic joint |
US8347982B2 (en) | 2010-04-16 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | System and method for managing heave pressure from a floating rig |
US9175542B2 (en) | 2010-06-28 | 2015-11-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Lubricating seal for use with a tubular |
GB2490156A (en) | 2011-04-21 | 2012-10-24 | Managed Pressure Operations | Slip joint for a riser in an offshore drilling system |
MX358802B (es) * | 2011-07-05 | 2018-08-27 | Halliburton Energy Services Inc | Métodos de perforación de pozos con respuesta automática a detección de eventos. |
US9033048B2 (en) * | 2011-12-28 | 2015-05-19 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Apparatuses and methods for determining wellbore influx condition using qualitative indications |
CA2881767A1 (en) * | 2012-10-05 | 2014-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Detection of influxes and losses while drilling from a floating vessel |
US9708898B2 (en) | 2013-05-23 | 2017-07-18 | Covar Applied Technologies, Inc. | Influx detection at pumps stop events during well drilling |
EP2806100A1 (en) * | 2013-05-24 | 2014-11-26 | Geoservices Equipements | Method for monitoring the drilling of a well using a floating drilling rig and associated monitoring system |
GB2521374A (en) | 2013-12-17 | 2015-06-24 | Managed Pressure Operations | Drilling system and method of operating a drilling system |
GB2521373A (en) | 2013-12-17 | 2015-06-24 | Managed Pressure Operations | Apparatus and method for degassing drilling fluid |
EP3128120B1 (en) | 2014-05-13 | 2021-08-11 | Weatherford Technology Holdings, LLC | Marine diverter system |
GB201711152D0 (en) * | 2017-07-11 | 2017-08-23 | Statoil Petroleum As | Influx and loss detection |
CN109339768B (zh) * | 2018-10-23 | 2022-04-22 | 西南石油大学 | 一种钻井微溢流随钻监测方法 |
WO2024057230A1 (en) * | 2022-09-14 | 2024-03-21 | Exebenus AS | Frequency based rig analysis |
Family Cites Families (24)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3614761A (en) * | 1969-11-03 | 1971-10-19 | Dresser Ind | Method and apparatus for monitoring potential or lost circulation in an earth borehole |
US3646808A (en) * | 1970-08-28 | 1972-03-07 | Loren W Leonard | Method for automatically monitoring and servicing the drilling fluid condition in a well bore |
US3729986A (en) * | 1970-08-28 | 1973-05-01 | L Leonard | Measuring and servicing the drilling fluid in a well |
US3813935A (en) * | 1971-01-12 | 1974-06-04 | D Tanguy | Methods and apparatus for detecting the entry of formation gas into a well bore |
US3802502A (en) * | 1972-04-10 | 1974-04-09 | Weston Instruments Inc | Apparatus for detecting the entry of formation gas into a well bore |
US3821726A (en) * | 1972-05-08 | 1974-06-28 | Santa Fe Int Corp | Blow out sensor |
US3760891A (en) * | 1972-05-19 | 1973-09-25 | Offshore Co | Blowout and lost circulation detector |
US3841152A (en) * | 1973-02-02 | 1974-10-15 | Halliburton Co | Drilling conditions monitor |
US3910110A (en) * | 1973-10-04 | 1975-10-07 | Offshore Co | Motion compensated blowout and loss circulation detection |
US3976148A (en) * | 1975-09-12 | 1976-08-24 | The Offshore Company | Method and apparatus for determining onboard a heaving vessel the flow rate of drilling fluid flowing out of a wellhole and into a telescoping marine riser connecting between the wellhouse and the vessel |
US4282939A (en) * | 1979-06-20 | 1981-08-11 | Exxon Production Research Company | Method and apparatus for compensating well control instrumentation for the effects of vessel heave |
US4299123A (en) * | 1979-10-15 | 1981-11-10 | Dowdy Felix A | Sonic gas detector for rotary drilling system |
US4440239A (en) * | 1981-09-28 | 1984-04-03 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus for controlling the flow of drilling fluid in a wellbore |
US4492865A (en) * | 1982-02-04 | 1985-01-08 | Nl Industries, Inc. | Borehole influx detector and method |
US4527425A (en) * | 1982-12-10 | 1985-07-09 | Nl Industries, Inc. | System for detecting blow out and lost circulation in a borehole |
US4535851A (en) * | 1983-03-09 | 1985-08-20 | Kirkpatrick-Mcgee, Inc. | Fluid flow measurement system |
US4733232A (en) * | 1983-06-23 | 1988-03-22 | Teleco Oilfield Services Inc. | Method and apparatus for borehole fluid influx detection |
US4733233A (en) * | 1983-06-23 | 1988-03-22 | Teleco Oilfield Services Inc. | Method and apparatus for borehole fluid influx detection |
US4565086A (en) * | 1984-01-20 | 1986-01-21 | Baker Drilling Equipment Company | Method and apparatus for detecting entrained gases in fluids |
US4553429A (en) * | 1984-02-09 | 1985-11-19 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus for monitoring fluid flow between a borehole and the surrounding formations in the course of drilling operations |
US4606415A (en) * | 1984-11-19 | 1986-08-19 | Texaco Inc. | Method and system for detecting and identifying abnormal drilling conditions |
US4610161A (en) * | 1985-07-05 | 1986-09-09 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus for determining fluid circulation conditions in well drilling operations |
FR2618181B1 (fr) * | 1987-07-15 | 1989-12-15 | Forex Neptune Sa | Procede de detection d'une venue de fluide pouvant presager une eruption dans un puits en cours de forage. |
US4980642A (en) * | 1990-04-20 | 1990-12-25 | Baroid Technology, Inc. | Detection of influx of fluids invading a borehole |
-
1991
- 1991-02-07 EP EP91400302A patent/EP0498128B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1991-02-07 DE DE69107606T patent/DE69107606D1/de not_active Expired - Lifetime
-
1992
- 1992-02-06 NO NO920486A patent/NO306912B1/no not_active IP Right Cessation
- 1992-02-06 CA CA002060736A patent/CA2060736C/en not_active Expired - Fee Related
- 1992-02-06 US US07/832,161 patent/US5205165A/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US5205165A (en) | 1993-04-27 |
CA2060736A1 (en) | 1992-08-08 |
NO920486D0 (no) | 1992-02-06 |
EP0498128A1 (en) | 1992-08-12 |
NO920486L (no) | 1992-08-10 |
CA2060736C (en) | 2002-08-06 |
DE69107606D1 (de) | 1995-03-30 |
EP0498128B1 (en) | 1995-02-22 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO306912B1 (no) | Fremgangsmåte for bestemmelse av fluidinnströmning eller -tap ved boring fra flytende rigger | |
US10132129B2 (en) | Managed pressure drilling with rig heave compensation | |
US4610161A (en) | Method and apparatus for determining fluid circulation conditions in well drilling operations | |
CA1057081A (en) | Method and apparatus for determining on-board a heaving vessel the flow rate of drilling fluid flowing out of a wellhole and into a telescoping marine riser connected between the wellhole and vessel | |
US6257354B1 (en) | Drilling fluid flow monitoring system | |
NO823146L (no) | Fremgangsmaate og apparat for styring av stroemmen av borefluidum i en broennboring | |
CA2432119C (en) | Drilling system and method | |
US4282939A (en) | Method and apparatus for compensating well control instrumentation for the effects of vessel heave | |
US10323474B2 (en) | Heave compensated managed pressure drilling | |
RU2386016C2 (ru) | Регулирование потока многофазной текучей среды, поступающей из скважины | |
US20120037361A1 (en) | Arrangement and method for detecting fluid influx and/or loss in a well bore | |
AU2018301181A1 (en) | Method and system for monitoring influx and loss events in a wellbore | |
MX2015002144A (es) | Deteccion de afluencias y perdidas durante la perforacion desde un casco de flotacion. | |
NO20220430A1 (en) | Prospective kick loss detection for off-shore drilling | |
Doria et al. | Kick detection in floating drilling rigs | |
NO803303L (no) | Fremgangsmaate og anordning for bestemmelse av borevaeskestroem fra et borehull | |
Morooka et al. | Heave motion effects on kick and lost circulation detection in floating drilling rigs | |
Biteau et al. | Origin of Abnormal Pressures, Hydrodynamism and Pore Pressure Prediction | |
GB2084221A (en) | A method and apparatus for compensating well control instrumentation for the effects of vessel heave |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |