NO316937B1 - Et modulaer behandlings- og injeksjonssystem for injisering av borekaks i en jordformasjon, samt fremgangsmate for samme - Google Patents
Et modulaer behandlings- og injeksjonssystem for injisering av borekaks i en jordformasjon, samt fremgangsmate for samme Download PDFInfo
- Publication number
- NO316937B1 NO316937B1 NO20000160A NO20000160A NO316937B1 NO 316937 B1 NO316937 B1 NO 316937B1 NO 20000160 A NO20000160 A NO 20000160A NO 20000160 A NO20000160 A NO 20000160A NO 316937 B1 NO316937 B1 NO 316937B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- slurry
- accordance
- injection
- cuttings
- speed
- Prior art date
Links
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 title claims description 89
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims description 78
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims description 78
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 35
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 title claims description 9
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 81
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 49
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 40
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 25
- 238000000227 grinding Methods 0.000 claims description 14
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 11
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 10
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 5
- 238000013467 fragmentation Methods 0.000 claims description 5
- 238000006062 fragmentation reaction Methods 0.000 claims description 5
- 239000012634 fragment Substances 0.000 claims description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000003116 impacting effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 2
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 claims description 2
- 230000035939 shock Effects 0.000 claims description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 23
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 19
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 13
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 6
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 3
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000002910 solid waste Substances 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 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
- 238000012354 overpressurization Methods 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 238000004904 shortening Methods 0.000 description 1
- 239000007779 soft material Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 description 1
- 238000011179 visual inspection Methods 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/063—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by separating components
- E21B21/065—Separating solids from drilling fluids
- E21B21/066—Separating solids from drilling fluids with further treatment of the solids, e.g. for disposal
-
- 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/005—Waste disposal systems
- E21B41/0057—Disposal of a fluid by injection into a subterranean formation
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Soil Working Implements (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører et modulær behandlings- og injeksjonssystem for injisering av borekaks i en jordformasjon, samt en fremgangsmåte for samme.
I olje- og gassindustrien har behandling av borekaks og fjerning av dette vært et logistikk- og miljøproblem for et antall år. Ulike systemer er blitt utviklet for å håndtere og behandle borekaksen for fjerning og gjenvinning. Slike systemer omfatter å returnere borekaksen via injeksjon under høyt trykk tilbake inn i jordformasjonene på en måte slik som omtalt i US-patent 4.942.929, 5.129.469 og 5.109.933, og behandling av borekaks som omtalt i US-patent 4.595.422, 5.129.478, 5.361.998 og 5.303.786. I praksis er imidlertid injeksjonsprosessen ikke så enkel som det kan se ut som. Preparering av borekaks til en homogen blanding som er akseptabel for høytrykkspumpene som anvendes for å pumpe materiale ned i en brønn er viktig. Omforming av borekaksen til en pumpbar oppslemming er komplisert på grunn av at variable borerater til tider produserer store volumer med borekaks som dermed frembringer svingninger i boreavfalls-materialet, og behovet for å pumpe oppslemmingen ved høyt trykk inn i jorden og/eller formasjonsforkastningene hundrevis hvis ikke tusenvis av meter under overflaten. Komplikasjoner oppstår også på grunn av et behov for konstant hastighet og høy effekt under pumping. På offshoreplattformer er plass etterspurt. Behandlingsenheter for borekaks må derfor være kompakte og så lette som mulige. Fjerningsutstyr for fast avfall er ofte plassert i risikofylte områder, nær borestrengen, hvor forbrennings-motorer med høy effekt ikke er tillatt på grunn av mulig heten for en høy gasskonsentrasjon. Derfor må tilleggsut-styr som anvendes for behandling av fast avfall oppfylle strenge eksplosjonskrav på slike områder av en rigg.
Hittil har ikke borekaks-injeksjon oppnådd bred aksept i offshore-boreoperasjoner, slik som finnes i Nordsjøen, primært på grunn av problemene som omtalt ovenfor og in-effektivitet og virkningsløs borekaks-preparering og injeksjonsprosesser.
Fra NO 17 5412 er det kjent en fremgangsmåte for behandling av borekaks, omfattende en fortløpende knuse-prosess og renseprosess, fortrinnsvis i flere trinn. I prosessen foreligger det tallrike tilbakeføringsveier og sirkulasjonssløyfer, slik at deler av massen som behandles, gjennomløper prosessen flere ganger inntil den ønskede stabile dispersjon er oppnådd. I NO 172217 omtales et anlegg for behandling av avfallsstoffer, hvilke anlegg besørger en varig og sikker deponering av avfallsstoffene, idet de bearbeides til en masse som lar seg injisere i porøse strukturer under jorden.
Skjønt andre behandlingssystemer for borekaks er blitt utviklet for å preparere borekaksen for fjerning og noen er blitt utprøvd i et forsøk på å injisere slik behandlet borekaks i et borehull, som omtalt i US-patent 4.942.929, 5.129.469 og 5.109.933 og 5.431.236. Imidlertid, verken kombinert, individuelt eller samlet er alle de avanserte trekkene som er nødvendig for en problemfri borekaks-injeks jon, som omtalt heri ved foreliggende oppfinnelse.
Problemer forbundet med borekaks-injeksjon er uende-lige som uttrykt av Warren i US-patent 5.431.236. For å starte med behandlingen av borekaksen for injeksjon, finner vi at partiklene ikke er lik i størrelse og at densiteten gjør oppslemmingsprosessen svært komplisert. Borekaks-blandingen tetter ofte sirkulasjonspumpene, slipe-effekten til borekaksen sliter også på pumpe-impellerne, noe som kan forårsake brudd. Noen forsøk er blitt utført ved å anvende sirkulasjonspumpene for å male injeksjonspartiklene for med hensikt å forårsake pumpekavitasjon, som dermed forkorter pumpens levetid. En hard masse bygger seg opp i tankene, noe som frembringer sirkulasjonsproblemer og sirkulasjonspumpene kaviterer uventet på grunn av irregulær partikkel-størrelse. Det er derfor kjent at en lik' partikkelstørrelse av mindre enn 100 micron må opprettholdes for tilstrekkelig formasjonsinjeksjon ved borehullet. Å opprettholde en slik konsistens med harde og myke materialer er svært vanskelig. Anvendelse av skjæremaskiner for å redusere partikkel-størrelsen som tenkt på av Warren sikrer ikke konsistens og trenger vedvarende rekalibrering som dermed reduserer volumkapasiteten til anlegget. Warren omtaler også at sand bør separeres ved anvendelse av hydrosykloner som videre reduserer gjennomstrømningsvolum. Vi finner deretter at siden ingen to jordformasjoner er like er det svært vanskelig å motvirke tetting av formasjonsforkastningene i borehullet, spesielt når det er lange opphold i innføring av injeksjonsoppslemming i formasjonen. Tetting av formasjonsforkastningene oppstår ofte som et direkte resultat av store partikkelstørrelser, ofte i område av 300 micron eller større, kombinert ved høytrykks- og høyvolums-applikasjoner. Tetning av brønnformasjonen resulterer i utstrakt stopp i brønnboringen som er svært dyrt.
Feil ved borekaks-injeksjonen har oppstått primært på grunn av manglende evne til å håndtere store volumer med borekaks, fininnstille injeksjonsprosessen ved å frembringe kontroll av partikkelstørrelsen,- lik oppslemming-densitet og å frembringe volum og trykkontroll av injeksjonsprosessen. Videre har forsøk på å injisere borekaks-oppslemming inn i jorden feilet som et resultat av manglende evne til å manuelt kontrollere alle sider av prosess- og injeksjonsoperasjonen. Som et resultat av alle disse feilene har de fleste offshore-boreoperatører i Nordsjøen forbudt denne praksisen og det har resultert i anvendelse av dyre syntetiske borefluider.
Det er på grunn av dette at foreliggende oppfinnelse er blitt utviklet, hvor innehaverens kunnskap er blitt vedlikeholdt inntil omtalt heri og som dermed omtaler et unikt effektivt system og en fremgangsmåte for injeksjon av borekaks inn i en offshore olje- og gassbrønn i et bore- miljø som trenger kompakthet, relativ lav vekt, lave vedlikeholdskostnader, full automatisering og operasjons-mulighet i risikofylte potensielt eksplosive miljøer.
En foretrukket utførelse av systemet i følge oppfinnelsen er kjennetegnet ved den karakteristiske delen av det selvstendige krav 1, ved at systemet omfatter et oppslemmingssystem for produksjon og sirkulasjon av borekaksoppslemming, en mølle for å redusere partikkelstørrelse til borekaks som er i borekaksoppslemmingen, og en injeksjonspumpe for injisering av borekaksoppslemming inn i en jordformasjon, et reguleringssystem for hastighet og dreiemoment for kontroll av hastighet til injeksjonspumpen, og en datamaskin for elektrisk kontroll av nevnte hastighet og dreiemomentregulering, prosessering og injiseringssystemer.
Alternative utførelser av oppfinnelsen er kjennetegnet ved de uselvstendige kravene 2-15. Systemet kan omfatte et innsamlings- og transportsystem for å innsamle borekaks og å transportere det til oppslemmingssystemet. Nevnte mølle kan omfatte en høyhastighetsmølle, eller møllen kan omfatte en valsemølle. Oppslemmingssystemet kan omfatte en pumpe med en impeller for sirkulasjon av oppslemmingen. Impelleren kan være laget med en wolframkarbid impregnert matrix.
Systemet kan omfatte en partikkeloppstykkingsanordning for videre å redusere partikkelstørrelse til borekaks som er i oppslemmingen. En datamaskin kan være innrettet til å kontrollere motorhastighet som en respons på dreiemoment-registrering, hvor datamaskinen er innrettet til å kontrollere drivkraft i injeksjonspumpen. Datamaskinen kan være innrettet til å automatisere prosessering og injeksjonssystemets injeksjoner som en respons på injiseringsvariabler til brønnformasjonen.
Partikkeloppstykkingsanordningen kan omfatte en høy-trykks oppslemmingsledning koblet til injeksjonspumpen og som munner ut inni en tank, hvor høytrykksledningen omfatter minst en dyse inni nevnte tank rettet mot en støt-plate.
Reguleringssystemet for hastighet og dreiemoment kan omfatte en elektronisk, programmerbar kontrollenhet for motorhastighet med en dreiemomentsensitiv respons og effektbegrensende krets.
Videre kan datamaskinen omfatte et program for å automatisere prosessering og injeksjonssystemets funksjoner som en respons på injiseringsvariabler til brønnforma-sjonen.
Systemet kan omfatte en fragmenteringsinnretning omfattende et antall dyser koblet til en innstrømnings-ledning fra injeksjonspumpens utløp, hvor dysene videre er rettet mot overflaten til en metallplate, og en elektrisk drivmotor for injeksjonspumpen, hvor den elektriske drivmotoren har en elektrisk hastighetskontrollregulering med mulighet for dreiemoment og effektbegrensning.
En foretrukket utførelse av fremgangsmåten i følge oppfinnelsen er kjennetegnet ved det selvstendige krav 16, ved å omfatte trinnene: å samle borekaks, å frembringe en oppslemming ved å legge til fluid til nevnte borekaks,
å regulere størrelsen ved å male borekaksoppslemmingen,
å homogenisere oppslemmingen ved å blande og å sirkulere den inn til alle faste partikler medføres i blandingen, å fragmentere de medførte faste partikler ved å støte de faste partiklene ved et høyt trykk, mot en overflate, og å injisere borekaksen inn i en jordformasjon.
Foretrukne alternative utførelser er kjennetegnet ved de uselvstendige kravene 17-20, ved at fragmenteringen av de medførte faste partiklene reduserer den faste partikkel-størrelsen til mindre enn 100 mikron. Trinnet med å frembringe en oppslemming omfatter videre trinnene: å forhåndsblande gel og lignende for å kontrollere flytegrense og fluidtap over lengre perioder, å frembringe et automatisert middel for å innføre gelen i oppslemmingen, og å programmere det automatiserte midlet for å innføre gelblandingen inn i oppslemmingen ved en forhåndsbestemt rate basert på formasjonsbetingelsene. Trinnene med å injisere borekaksen omfatter videre trinnene: å frembringe en injeksjonspumpe, å frembringe et elektrisk middel for å drive injeksjonspumpen, og å frembringe en innretning for elektrisk å kontrollere hastigheten og for å beregne effekten til det elektriske midlet for å drive injeksjonspumpen. Det elektriske midlet blir kontrollert av elektronisk dreiemomentregistreringsbetingelser og ved variasjon av drivhastighet for å kompensere og å opprettholde et forhåndsvalgt trykk på nevnte borekaks under inj iseringen.
Den foreliggende oppfinnelse har overvunnet problemene til kjent teknikk og har vist seg suksessfull for å utføre borekaksbehandling og injeksjon i brønner hvor andre har feilet under helt like forhold. Den foreliggende oppfinnelse vedrører et borekaksbehandlings- og injeksjonssystem for anvendelse i risikofylte brønnbore-miljøer for olje og gass hvor kompakthet, jevn høy ytelse av injeksjonspumping som ikke gir borestans og variable volum, og hvor redusert vedlikehold er vesentlig. Ifølge dette frembringes et modulaer-behandlingssystem omfattende en risteenhet, en male- og/eller valsemølleanordning, en kontrollanordning for oppslemming, oppslemmingstanker, pumpeoverførings-anlegg, injeksjonspumpeanlegg, luftkontrollsystem, et hydraulisk anlegg og et elektrisk anlegg. Det kompakte systemet overfører borekaks fra boreriggens risteutløp for borekaks gjennom systemets oppslemmingsanlegg hvor borekaksen videre behandles for injeksjon, via en høytrykks-pumpe, dypt inn i jordens formasjon. Disse og andre aspekter ved foreliggende oppfinnelse sammen med bestemte fordeler og overlegne trekk derav kan videre forstås av en fagmann ved å lese den følgende detaljerte beskrivelse.
For en videre forståelse av virkemåten og formålet med foreliggende oppfinnelse skal det henvises til den følgende detaljerte beskrivelse utført i sammenheng med de vedlagte tegninger hvori like deler er gitt like henvisningsnumre, og hvori:
Fig. 1 viser prosessmodulen sett fra siden.
Fig. 2 viser prosessmodulen sett ovenfra.
Fig. 3 viser et skjematisk diagram av prosessystemet. Fig. 4 viser et tverrsnitt av partikkel-
fragmenteringssystemet i oppbevaringstanken. Fig. 5 viser et tverrsnitt av strømningsbanen til borekaksoppslemming inn i jordformasjonen via ringrommet i et brønnhull. Fig. 6 viser en andre utførelse av borekaks og
injeksjonsmodulen sett forfra.
Fig. 7 viser den andre utførelsen illustrert i fig. 6
sett ovenfra.
Fig. 8 viser utførelsen illustrert i fig. 6 sett fra
høyre side.
Fig. 9 viser utførelsen illustrert i fig. 6 sett fra
venstre side, langs linjen 9-9.
Fig. 10 viser et delvis tverrsnitt av utførelsen
illustrert i fig. 6, langs linjen 10-10.
Fig. 11 viser en delvis deltegning av arrangementet
vist i fig. 10.
Fig. 12 viser et tverrsnitt langs linjen 12-12 i fig. 10. Fig. 13 viser et skjematisk diagram av prosessystemet ifølge den andre utførelsen illustrert i fig. 6-9. Fig. 14 viser en perspektivtegning av en alternativ
inj eksj onspumpe.
Viser først til fig. 1 og fig. 2 hvor vi ser oppfinnelsen 10 omfattende en prosessmodul 12 som, når sammensatt, er selvforsynt og fullt operativ i et offshore boreområde. Modulærsysternet 12, som er best sett i fig. 3, omfatter videre innmatingstransportmidler 14 for borekaksen eller andre slike midler som mater overflommende borekaks 5 fra slamristere for borefluid i slamgjenvinningssystemet på en borerigg til prosessmodulen 12 hvor borekaksen 5 avsettes i en første oppslemmingstank 16. Tanken er utstyrt med spesielle plater og en konisk nedre seksjon for å motvirke tiltetting og tilbaking av det faste materialet og for å øke hastigheten hvori borekaksen i oppslemmingen mates til oppmalingspumpene 18, 19. Borekaksoppslemming 15 ristes og males av sentrifugal oppmalingsenheten eller oppmalingspumpene 18, 19 som er ordnet tilstøtende til oppslemmingstanken 16, hvor vann tilføres etter behov for å frembringe en pumpbar oppslemmingsblanding. Oppslemmingen 15 pumpes deretter via en av de to oppmalingspumpene 18, 19 til en borekaksrister 20, hvor oppslemmingen 15 som passerer gjennom borekaksristerens rist mates til en andre oppslemmingstank 22, hvor den videre ristes og blandes, eller til en oppbevaringstank 24. Overstrømmende oppsamlet borekaks som ikke passerer gjennom ristene til borekaks-risterne 20 mates ved hjelp av tyngdekraften til en valse-mølle 26 hvor større borekaks 5 så som sand, kalkstein og leirskifer umiddelbart males til fine partikler og mates tilbake til den første og den andre oppslemmingstanken 16, 22. Høyhastighetsmaleoperasjonen som utføres av valsemøllen
26 brukes til å betraktelig redusere partikkelstørrelsen til en lik konsistens, som dermed reduserer muligheten for en begrenset strømningsrate forårsaket av ulik partikkel-størrelse oppsamlet i oppslemmingen under borekaksens 15 første passasje gjennom oppslemmingstankene 16, 22. En tredje pumpe 28 frembringes for å resirkulere oppslemmingen 15 mellom oppbevaringstanken 24 og de to oppslemmingstankene 16, 22. Den andre sirkulasjonspumpen 19 virker også som en reserve for den første oppmalingspumpen 18 som dermed muliggjør at en av oppslemmingstankene 16, 22 kan være hovedtanken. Pumpene 18 og 19 er utstyrt med spesielle store impellere med et storpartiklet wolframkarbid impregneringsbelegg for å motvirke brudd og slitasje. Disse store impellerne kutter borekaksen 5 på en slik måte at den mykere borekaksen brytes ned og føres umiddelbart med oppslemmingen. Kavitasjon til pumpene 18, 19 er med hensikt unngått for dermed å redusere slitasje og brudd på skovl-bladene. Forbindelsesledninger er frembragt for å mate den homogene oppslemmingen, som er et resultat av nøyaktig blanding og oppslemmingspartikkelreduksjon, til en høy-trykksinjeksjonspumpe 30 for injeksjon inn i ringrommet 44 til borehullet 46 og til slutt inn i jordformasjonen 48, som vist i fig. 5, eller for å sementere pumpeoperasjonen hvis nødvendig. Et hydraulisk anlegg 32 frembringes for å drive transportmotorene og et elektrisk kontrollanlegg 34 frembringes for drift av alt AC drevet utstyr, dvs. riste-motorer, pumpemotorer, sensorer, etc.
En spesiell elektrisk AC/DC hastighetsregulator (SCR) 36 frembringes for å kontrollere den store elektriske motoren som driver høytrykksinjeksjonspumpen 30 av tripleks eller stempeltype. Denne type motorkontroll er bredt anvendt for industrielle anleggssystemer for mange år. Imidlertid er ikke SCR-systemer blitt anvendt i offshore olje- og gassindustri for borekaks 5 injeksjon som anvendes i risikofylte områder. Det har vist seg på grunn av dens kompleksitet, dens maksimale effekt og hastighetsbe-grensninger og dens mulighet til å oppfylle klasse 1 sone 1 krav ved risikofylte områder. SCR-drivenheter er ideelle for slike anvendelser. Slike soneklassifiseringer anvendes i industrien for å utpeke potensielle risikofylte gass-områder som kan være ildsfarlige. Risikofylte områder er vanligvis begrenset til utstyr som har en kraftig gasstett omslutning for alt elektrisk utstyr. Derfor er i dette tilfellet sone 1 på en olje- og gassboreplattform betraktet som mer risikofylt enn sone 2 på grunn av dens nærmere plassering til brønnhodet (vanligvis innen 15 m) som krever en mye høyere sikkerhetsfaktor med hensyn til utstyrets sannsynlighet for å forårsake gnister som kan antenne gasser som strømmer ut fra brønnen.
Tidligere problemer med slike drivenheter er nylig overvunnet med den mer vanlige anvendelsen av en fast-stoffkrets og computer-logikksystemer som gjør slike systemer mindre komplisert og vedlikeholdsfrie. SCR-systemet 36 er ideelt tilpasset til denne spesielle operasjonen på grunn av muligheten til å kontrollere et bredt område av motorhastighet, regulerbar momentkontroll, utmerket hastighetsregulering, dynamisk bremsing, hurtig, stabil respons på endring i belastningsforholdene som møtes i pumpeoperasjon i dype brønner, effektbegrensning, trykk-begrensning på borekaksinjeksjonen, høy effektivitet og automatisk drift.
En svært høy effektdrift, i et område rundt 1000 hestekrefter, er nødvendig for å drive høyvolum- injeksjonspumpen 30. Injeksjonspumpen 30 har et utløpstrykk på opptil 103,4 MPa (15000 PSI). Ulike typer injeksjonspumper kan anvendes, omfattende tripleks og store stempelfor-trengningspumper. Kjent teknikk anvender vanligvis store direktedrevne dieselmotorer plassert i sone 2 (semi-risikofylt område) eller en ueffektiv hydraulisk drevet motor som drives av en fjerntliggende motor eller en eksplosjonssikker eller elektrisk motor og et pumpeanlegg som drivmidler og som er tillatt for plassering i sone 1 områder. Imidlertid har hydrauliske drivenheter vist seg å ikke være kapabel for å kontrollere høytrykksinjeksjons-pumper av denne størrelsesorden {over 200 hestekrefter) på en tilfredsstillende måte. Primært på grunn av deres høye vedlikehold, varme, ueffektivitet og støynivå. Støynivået er begrenset til 80 decibel eller mindre på offshore borerigger i Nordsjøen, noe som øker vanskelighetene ved deres bruk.
Foreliggende oppfinnelse anvender en direktekoblet elektrisk motordrivenhet for injeksjonspumpen 30, kontrollert av hastighetskontroll-reguleringssystemet 36. Hastighetskontroll-reguleringssystemet 36 (SCR) muliggjør for at en eksplosjonssikker motor kan være koblet nært til en høytrykksinjeksjonspumpe. SCR-systemet blir deretter kontrollert elektrisk av et programmert computersystem. Som dermed frembringer et lite plasseringsområde, lett vekt, konstant eller variabel effekt og moment ved valgte drifts-hastigheter og som således reduserer svingning og opp-hopning i borekaks-injeksjonspumpeprosessen. Der er flere fremgangsmåter som kan anvendes for å frembringe hastighetskontroll for drivmotorene som er koblet til tripleks injeksjonspumpen. F.eks. en motor som driver en DC-generator som igjen driver en DC-drivmotor med mulighet for hastighetskontroll. Et andre valg kan være å anvende en AC-motor som driver DC-generatoren, en AC-frekvenskontrollert motordrivenhet, eller en AC-motor med SCR-mulighet. I alle tilfeller overstiger fordelene med et elektrisk hastighets- kontrollert drivsystem de til en hydraulisk pumpe og motordrivenhet .
Automatisk elektrisk hastighetskontroll og trykk-kontroll muliggjør for at andre kontrollsystemer kan implementeres som er dataassistert for å hjelpe til med å automatisere og kontrollere injeksjonsprosess-systemet. Det er derfor fullt mulig å automatisere prosessen basert på informasjon fra reaksjonen i formasjonen. Et slikt system har mange fordeler, f.eks. motvirker automatisering av systemets injeksjonspumpehastighet og moment også forma-sjonstetting og er innpasset til å beskytte brønnen fra overtrykkssetting. Systemet kan også kjøres ved svært lave hastigheter og lave trykk som dermed motvirker store forma-sjonsbrudd. Imidlertid, når behovet oppstår kan høyt trykk og høy effekt anvendes for å danne brudd i formasjonen.
Det er også viktig å ha muligheten til å la oppslemmingen være i formasjonen i lengre perioder uten å tette til formasjonen eller ringrommet i foringsrøret. Derfor er en fremgangsmåte utviklet og inkludert i systemet for automatisk å injisere forhåndsblandet gel som har en flytegrense og fluidtapsegenskap inn i oppslemmingsblan-dingen, som dermed muliggjør for formasjonspåvirkning. En slik automatisk injeksjon kan programmeres til en forhåndsbestemt rate basert på formasjonsforhold eller for å møte virkelig endring i forholdene.
Automasjonen muliggjør videre for computerkontroll av et antall prosesser som dermed dramatisk reduserer eller eliminerer behovet for overdreven bemanning av systemet på konstant basis, og som dermed reduserer driftskostnadene.
Det er sterkt ønskelig å redusere medrevet partikkel-størrelse til mindre enn 100 mikron for å sikre vellykket borekaksinjeksjon over lang tid og for betydelig å øke borekaksvolumet en brønn kan motta. Jo mindre partikkel-størrelsen er, jo mindre tiltetting og brudd oppstår i jordformasjonen. Derfor er et viktig trekk ved injeksjons-prosessmodulen 12 dens mulighet til å redusere og fragmentere borekakspartikler som er suspendert i oppslemmingen 15 ved høy hastighet og trykk og som dermed motvirker tilstopping av borekaks-prosessystemet 5. Dette trekket motvirker nedstengning av boreoperasjoner på grunn av borekaksutstrømming grunnet tiltetning. Et aspekt med denne
høyhastighetsprosessen omfatter et oppstykkingssystem
i hvorved en ledning 38 som er koblet til utløpsledningen til injeksjonspumpen 30 er ledet til oppbevaringstanken hvor den er oppdelt i to dyser 40 som er rettet mot store plater 42. Når nødvendig kan denne ledningen 38 belastes ved et
høyt trykk, som dermed retter utløpsstrømmen fra injek-
) sjonspumpen 30 direkte inn i oppbevaringstanken 24 via dysene 40. Den medrevne borekaksen støter deretter mot de kraftige platene 42 med en høy hastighet som dermed frag-menterer slike partikler og som gjør oppslemmingen til og
med mer homogen. Dette systemet virker videre til å hydra-
i tisere de innførte gelkjemikaliene og til å forbedre flyteevnen til borekaksen 5 som dermed hjelper til i opp-slemmingsbehandlingen og til å forbedre kvalitetskontrollen av borekaksoppslemming 15.
Den andre utførelsen 50 som vist i fig. 6 utfører i hovedsak den samme funksjonen som den første utførelsen 10.
Imidlertid frembringer dette arrangement en mer kompakt og effektiv enhet. F.eks. er oppbevaringstanken 24 og de to oppslemmingstankene 16 og 22 blitt forent. Som vist i fig.
6 opptar oppbevaringstanken 52 en ende av rammen 54. En
i nedre del av oppbevaringstanken .52 er fjernet, som vist i fig. 8 for å frembringe plass for en kompressor og re-sirkulasjonspumpe 28. De to oppslemmingstankene 56, 57 opptar den gjenværende delen av rammen 54 tilstøtende
oppbevaringstanken 52 atskilt kun av en støtte 58.
) Oppslemmingstankene 56, 57 har skråstilte bunner 60, som vist i fig. 9, som strekker seg over bredden til rammen 54. Dette frembringer rom for å montere oppmalingspumpene 18, 19 under tankene. Dette arrangementet muliggjør at bredden
og høyden til rammen 54 kan holdes på et minimum, men
j allikevel opprettholdes maksimal kapasitet. Dermed frembringes en mindre nedre del, hvor plass er etterspurt. For å forbedre servicemuligheten, frembringes en hurtig-kobling 62 på alle pumpetilkoblingene som dermed muliggjør
for hurtig pumperensing, fjerning og/eller erstatning. Som vist i fig. 7 er risteenheten 20 ordnet over oppbevarings-og oppslemmingstankene 52, 56, 57 som muliggjør for enkel tilgang og visuell inspeksjon av tankenes indre via rist-plater 64. Viser nå til fig. 10 hvor vi ser et noe anner-ledes arrangement av kontrollapparatene for partikkel-størrelse som opptar plassen til høytrykksoppstykkings-systemet illustrert i fig. 4 i den første utførelsen 10. Denne utførelsen 50 anvender oppmalingspumpene 18 og 19 til å lede oppslemming 15 opp og gjennom et stående overløpsrør 66 som er avtakbart ved å koble vekk dekkplaten 68 og å koble opp hurtigkoblingen 62. Det stående overløpsrøret er koblet til en utskiftbar dyse 70 via et rørledd 72. Oppslemmingen 15 rettes deretter mot et utskiftbart opp-stykkingselement 74 omfattende en konisk del deri som igjen er tilkoblet via en gjenget stang 7 6 og en splint 78. Oppstykkingselementet kan derfor bli regulerbart senket til en tett kontakt med dysen 70 ved enkelt å dreie håndhjulet 80 som er koblet til den gjengete stangen 76, og som dermed regulerer partikkelstørrelsen i oppslemmingen 15. Som vist i fig. 11 muliggjør dette arrangementet ikke bare til at partikkelstørrelsen i oppslemmingen 15 kan reguleres fra toppen av tankene 56, 57, men muliggjør også for hurtig fjerning for rensing eller erstatning av det stående overløpsrøret 66, dysen 77 og oppstykkingselementet 74 fra toppen av tankene 56, 57. Som vist i fig. 12 støttes den gjengete stangen 76 av en avtakbar, gjenget mutter, og monteringsenheter 100 montert for å låse elementene 98.
Det må også forstås at ved å plassere oppslemmingstankene 56, 57 tilstøtende til oppbevaringstanken 52 atskilt kun av en felles delevegg som er noe under nivået til de omliggende veggene som dermed muliggjør for at oppslemmingen 15 i oppbevaringstankene strømmer over og inn i oppslemmingstankene 56, 57, hvis nødvendig.
Som fig. 6 viser kan rør 82 som leder fra utløpet til forsyningspumpen 28 rettes via en ventil 84 til det stående overløpsrøret 66 ordnet i den første oppslemmingstanken 56, som dermed videre reduserer partikkelstørrelsen i oppslemmingen i oppbevaringstanken. Rør 86 er også frembragt i hver av oppslemmingstankene som vist i fig. 11 som retter strømmen av oppslemming fra oppmalingspumpene 18, 19 tilbake til vibrasjonssikten 20 via ventilen 88 hvor borekaksen først ble levert via overføringssystemet 14 for separering. Riste- eller vibratorsikten 20 leverer all fluid og partikler av en forhåndsbestemt størrelse som passerer gjennom sikten som en strøm direkte til oppbevaringstanken, mens for stort borekaksmateriale blir sendt ut som overstrømning inn i borekaksoppslemmings-tankene 56, 57 for behandling av oppmalingspumpene 18, 19 og sikringssystemet for partikkelkvalitet kontrollert av oppstykking og resirkulasjonssystemet som omtalt ovenfor.
Som vist i fig. 13 omfatter den andre utførelsen videre både temperatursensorer 96 og viskositet og densitetssensorer 94 ordnet i hver av oppslemmingstankene og kontrollenheter for samme. Det er også forventet at kjemikalier som anvendes for å kontrollere viskositeten til oppslemming 16 kan føres via en ledning 102 inn i hver av oppslemmingstankene 56, 57 som vel som avfallsvann 104 og sjøvann 106 eller ferskvann for å kontrollere densiteten.
Som tidligere forklart kan injeksjonspumpen 30 erstattes av en stempel- eller sylinderforsterkerpumpe så som illustrert i fig. 14. Denne type pumpe 200 frembringer en dobbeltvirkende hydraulisk sylindersammensetning 202 som har doble stenger som strekker seg fra hver ende av stempelet og som dermed danner en dobbel stangsylinder. Hver stang blir deretter omgitt og omsluttet i en produktsylinder 204 som har en indre diameter noe større enn stangens diameter. Dermed forsterkes kraften til sylinder-stangen på grunn av ulikheten mellom det hydrauliske sylinderstempelets bevegelse og stangens bevegelse multiplisert med det hydrauliske trykket. Hver produktsylinder 204 omfatter en rørforgrening 206 ved en ende hvorved en kontrollventil 208 er tilkoblet til hver av de to gjenværende endene. En innløpsmanifoldledning 210 er koblet til en av kontrollventilene 208 ved hver produktsylinder 204 på en slik måte at manifoldledningen 210 også er tilkoblbar via hurtigkoblinger 212 til borekakstanken. En utløpsmanifoldledning 214 er også koblet til den gjenværende kontrollventilen 208 ved hver produktsylinder 204 på en slik måte at manifoldledningen 214 også er tilkoblbar via hurtigkoblinger 216 til borehodets injeksjonsledning. Den hydrauliske sylinderen 202 er koblet til en hydraulisk kraftenhet og et ventilsystem omfattende elektriske sensorer og kontrollenheter som vekselvis driver sylinderen 202. Den lineære sammenstillingen til pumpeenheten 200 muliggjør for at enheten passer fint innenfor det begrens-ede området i slisseanlegget til enhetene 12 og 50 som omtalt heri.
På grunn av at mange varianter og ulike utførelser kan utføres innenfor rammen av det oppfinneriske konseptet som er omtalt heri, og på grunn av at mange modifikasjoner kan utføres ved utførelsene som heri detaljert og i samsvar med de beskrivende kravene i loven, skal det forstås at detalj-ene heri må forstås som illustrative og ikke på en begrens-ende måte.
Claims (20)
1. Et modulær behandlings- og injeksjonssystem (12) for injisering av borekaks (5) inn i en jordformasjon (48),karakterisert vedå omfatte: et oppslemmingssystem for produksjon og sirkulasjon av borekaksoppslemming (15), en mølle (26) for å redusere partikkelstørrelse til borekaks som er i borekaksoppslemmingen, og en injeksjonspumpe (30) for injisering av borekaksoppslemming inn i en jordformasjon, et reguleringssystem (36) for hastighet og dreiemoment for kontroll av hastighet til injeksjonspumpen (36), og en datamaskin for elektrisk kontroll av nevnte hastighet og dreiemomentregulering, prosessering og injiseringssystemer.
2. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedet innsamlings- og transportsystem (14) for å innsamle borekaks (5) og å transportere det til oppslemmingssystemet.
3. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedat møllen (26) omfatter en høyhastighets-mølle.
4. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedat møllen (26) omfatter en valsemølle.
5. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedat oppslemmingssystemet omfatter en pumpe (18,19) med en impeller for sirkulasjon av oppslemmingen.
6. System i samsvar med krav 5,karakterisert vedat impelleren er lagt med en wolframkarbid impregnert matrix.
7. System i samsvar med krav 1,karakterisert veden partikkeloppstykkingsanordning for videre å redusere partikkelstørrelse til borekaks som er i oppslemmingen.
8. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedat datamaskinen er innrettet til å kontrollere motorhastighet som en respons på dreiemoment-registrering.
9. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedat datamaskinen er innrettet til å kontrollere drivkraft i injeksjonspumpen.
10. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedat datamaskinen er innrettet til å automatisere prosessering og injeksjonssystemets injeksjoner som en respons på injiseringsvariabler til brønnformasj onen.
11. System i samsvar med krav 7,karakterisert vedat partikkeloppstykkingsanordningen omfatter en høytrykks oppslemmingsledning koblet til injeksjonspumpen og som munner ut inni en tank, hvor høytrykksledningen omfatter minst en dyse inni nevnte tank rettet mot en støtplate.
12. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedat reguleringssystemet (36) for hastighet og dreiemoment omfatter en elektronisk, programmerbar kontrollenhet for motorhastighet med en dreiemomentsensitiv respons og effektbegrensende krets.
13. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedat datamaskinen omfatter et program for å automatisere prosessering og injeksjonssystemets funksjoner som en respons på injiseringsvariabler til brønnformasjonen.
14. System i samsvar med krav 1,karakterisert veden fragmenteringsinnretning omfattende et antall dyser (40) koblet til en innstrømningsledning (38) fra injeksjonspumpens utløp, hvor dysene videre er rettet mot overflaten til en metallplate (42).
15. System i samsvar med krav 1,karakterisert veden elektrisk drivmotor for injeksjonspumpen, hvor den elektriske drivmotoren har en elektrisk hastighetskontrollregulering med mulighet for dreiemoment og effektbegrensning.
16. Fremgangsmåte for å behandle og injisere borekaks (5) inn i en jordformasjon tilstøtende et foringsrør, under boring,karakterisert vedå omfatte trinnene: a) å samle borekaks, b) å frembringe en oppslemming ved å legge til fluid til nevnte borekaks, c) å regulere størrelsen ved å male borekaksoppslemmingen, d) å homogenisere oppslemmingen ved å blande og å sirkulere den inn til alle faste partikler med-føres i blandingen, e) å fragmentere de medførte faste partikler ved å støte de faste partiklene ved et høyt trykk, mot en overflate, og f) å injisere borekaksen inn i en jordformasjon.
17. Fremgangsmåte i samsvar med krav 16,karakterisert vedat fragmenteringen av de medførte faste partiklene reduserer den faste partikkelstørrelsen til mindre enn 100 mikron.
18. Fremgangsmåte i samsvar med krav 16,karakterisert vedat trinnet med å frembringe en oppslemming videre omfatter trinnene: a) å forhåndsblande gel og lignende for å kontrollere flytegrense og fluidtap over lengre perioder, b) å frembringe et automatisert middel for å innføre gelen i oppslemmingen, og c) å programmere det automatiserte midlet for å inn-føre gelblandingen inn i oppslemmingen ved en forhåndsbestemt rate basert på formasjonsbetingelsene.
19. Fremgangsmåte i samsvar med krav 16,karakterisert vedat trinnene med å injisere borekaksen videre omfatter trinnene: a) å frembringe en injeksjonspumpe, b) å frembringe et elektrisk middel for å drive injeksjonspumpen, og c) Å frembringe en innretning for elektrisk å kontrollere hastigheten og for å beregne effekten til det elektriske midlet for å drive injeksjonspumpen.
20. Fremgangsmåte i samsvar med krav 19,karakterisert vedat det elektriske midlet blir kontrollert av elektronisk dreiemomentregistreringsbetingelser og ved variasjon av drivhastighet for å kompensere og å opprettholde et forhåndsvalgt trykk på nevnte borekaks under injiseringen.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US89620597A | 1997-07-17 | 1997-07-17 | |
PCT/US1998/001798 WO1999004134A1 (en) | 1997-07-17 | 1998-01-29 | Cuttings injection system |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20000160D0 NO20000160D0 (no) | 2000-01-12 |
NO20000160L NO20000160L (no) | 2000-03-15 |
NO316937B1 true NO316937B1 (no) | 2004-06-28 |
Family
ID=25405807
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20000160A NO316937B1 (no) | 1997-07-17 | 2000-01-12 | Et modulaer behandlings- og injeksjonssystem for injisering av borekaks i en jordformasjon, samt fremgangsmate for samme |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6321860B1 (no) |
AU (1) | AU6138898A (no) |
GB (1) | GB2327442B (no) |
NO (1) | NO316937B1 (no) |
WO (1) | WO1999004134A1 (no) |
Families Citing this family (107)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6640912B2 (en) * | 1998-01-20 | 2003-11-04 | Baker Hughes Incorporated | Cuttings injection system and method |
US6394194B1 (en) * | 1999-04-26 | 2002-05-28 | Abb Vetco Gray Inc. | Method and apparatus for a drill cutting injection system |
GB9911100D0 (en) * | 1999-05-13 | 1999-07-14 | Clean Ocean Limited | Apparatus |
GB2355032B (en) * | 1999-10-07 | 2003-12-03 | Peter Robert Rawlings | System for the recovery and disposal of waste from the seabed |
US20050242003A1 (en) | 2004-04-29 | 2005-11-03 | Eric Scott | Automatic vibratory separator |
US8312995B2 (en) | 2002-11-06 | 2012-11-20 | National Oilwell Varco, L.P. | Magnetic vibratory screen clamping |
US8172740B2 (en) | 2002-11-06 | 2012-05-08 | National Oilwell Varco L.P. | Controlled centrifuge systems |
GB2414999B (en) | 2003-03-19 | 2006-10-25 | Varco Int | Apparatus and method for moving drilled cuttings |
US6936092B2 (en) | 2003-03-19 | 2005-08-30 | Varco I/P, Inc. | Positive pressure drilled cuttings movement systems and methods |
US7013971B2 (en) * | 2003-05-21 | 2006-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reverse circulation cementing process |
US6953097B2 (en) * | 2003-08-01 | 2005-10-11 | Varco I/P, Inc. | Drilling systems |
US7204304B2 (en) | 2004-02-25 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Removable surface pack-off device for reverse cementing applications |
US7322412B2 (en) | 2004-08-30 | 2008-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing |
US7987613B2 (en) * | 2004-10-12 | 2011-08-02 | Great River Energy | Control system for particulate material drying apparatus and process |
US7275644B2 (en) | 2004-10-12 | 2007-10-02 | Great River Energy | Apparatus and method of separating and concentrating organic and/or non-organic material |
US8579999B2 (en) | 2004-10-12 | 2013-11-12 | Great River Energy | Method of enhancing the quality of high-moisture materials using system heat sources |
US8523963B2 (en) | 2004-10-12 | 2013-09-03 | Great River Energy | Apparatus for heat treatment of particulate materials |
US8062410B2 (en) | 2004-10-12 | 2011-11-22 | Great River Energy | Apparatus and method of enhancing the quality of high-moisture materials and separating and concentrating organic and/or non-organic material contained therein |
US7721594B2 (en) * | 2005-07-29 | 2010-05-25 | M-I L.L.C. | Apparatus and method to monitor slurries for waste re-injection |
NO327355B1 (no) * | 2005-08-25 | 2009-06-15 | Etec As | Anordning og fremgangsmate ved fragmentering av harde partikler. |
US7325629B2 (en) | 2005-09-08 | 2008-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for processing oil and gas well cuttings utilizing existing slurry processing equipment |
US8118172B2 (en) | 2005-11-16 | 2012-02-21 | National Oilwell Varco L.P. | Shale shakers with cartridge screen assemblies |
US7575072B2 (en) * | 2005-11-26 | 2009-08-18 | Reddoch Sr Jeffrey A | Method and apparatus for processing and injecting drill cuttings |
US7677331B2 (en) * | 2006-04-20 | 2010-03-16 | Nabors Canada Ulc | AC coiled tubing rig with automated drilling system and method of using the same |
US8201693B2 (en) | 2006-05-26 | 2012-06-19 | National Oilwell Varco, L.P. | Apparatus and method for separating solids from a solids laden liquid |
US20080083566A1 (en) * | 2006-10-04 | 2008-04-10 | George Alexander Burnett | Reclamation of components of wellbore cuttings material |
US8231010B2 (en) | 2006-12-12 | 2012-07-31 | Varco I/P, Inc. | Screen assemblies and vibratory separators |
US7828084B2 (en) | 2007-01-31 | 2010-11-09 | M-I L.L.C. | Use of cuttings tank for slurrification on drilling rig |
US7770665B2 (en) | 2007-01-31 | 2010-08-10 | M-I Llc | Use of cuttings tank for in-transit slurrification |
US7730966B2 (en) | 2007-01-31 | 2010-06-08 | M-I L.L.C. | High density slurry |
US8316963B2 (en) | 2007-01-31 | 2012-11-27 | M-I Llc | Cuttings processing system |
BRPI0810562A2 (pt) | 2007-04-23 | 2014-10-21 | Mi Llc | Sistema de armazenamento de equipamento |
US8215028B2 (en) | 2007-05-16 | 2012-07-10 | M-I L.L.C. | Slurrification process |
US7654324B2 (en) | 2007-07-16 | 2010-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reverse-circulation cementing of surface casing |
US8622220B2 (en) | 2007-08-31 | 2014-01-07 | Varco I/P | Vibratory separators and screens |
US7980392B2 (en) | 2007-08-31 | 2011-07-19 | Varco I/P | Shale shaker screens with aligned wires |
US8133164B2 (en) | 2008-01-14 | 2012-03-13 | National Oilwell Varco L.P. | Transportable systems for treating drilling fluid |
US9073104B2 (en) | 2008-08-14 | 2015-07-07 | National Oilwell Varco, L.P. | Drill cuttings treatment systems |
US8113356B2 (en) | 2008-10-10 | 2012-02-14 | National Oilwell Varco L.P. | Systems and methods for the recovery of lost circulation and similar material |
US8556083B2 (en) | 2008-10-10 | 2013-10-15 | National Oilwell Varco L.P. | Shale shakers with selective series/parallel flow path conversion |
US9079222B2 (en) | 2008-10-10 | 2015-07-14 | National Oilwell Varco, L.P. | Shale shaker |
US20100108319A1 (en) * | 2008-10-31 | 2010-05-06 | Baker Hughes Incorporated | Reduced Waste Cleaning Methods for Oil Well Related Systems |
US8157014B2 (en) * | 2008-12-12 | 2012-04-17 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Subsea solids processing apparatuses and methods |
US20110247804A1 (en) | 2008-12-23 | 2011-10-13 | M-I L.L.C. | Waste processing system |
CA2810785C (en) * | 2009-09-28 | 2017-01-03 | Kmc Oil Tools Bv | Drill cuttings methods and systems |
CN102392613A (zh) * | 2011-10-25 | 2012-03-28 | 中国石油集团西部钻探工程有限公司 | 井口钻井液防溅自动装置 |
WO2013105930A1 (en) | 2012-01-09 | 2013-07-18 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for improved cuttings measurements |
US10020711B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-07-10 | U.S. Well Services, LLC | System for fueling electric powered hydraulic fracturing equipment with multiple fuel sources |
US10119381B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-11-06 | U.S. Well Services, LLC | System for reducing vibrations in a pressure pumping fleet |
US9643111B2 (en) | 2013-03-08 | 2017-05-09 | National Oilwell Varco, L.P. | Vector maximizing screen |
US10578766B2 (en) | 2013-08-05 | 2020-03-03 | Advantek International Corp. | Quantifying a reservoir volume and pump pressure limit |
WO2015164549A1 (en) * | 2014-04-25 | 2015-10-29 | Kmc Oil Tools B.V. | Drilling rig with continuous microwave particulate treatment system |
US10633953B2 (en) | 2014-06-30 | 2020-04-28 | Advantek International Corporation | Slurrification and disposal of waste by pressure pumping into a subsurface formation |
CN104695879B (zh) * | 2015-03-10 | 2017-03-08 | 中交第四公路工程局有限公司 | 一种桩孔冲洗抽砂淸孔方法 |
US9925572B2 (en) | 2015-07-10 | 2018-03-27 | NGL Solids Solutions, LLC | Devices, systems, and processes for cleaning the interiors of frac tanks |
US10589287B2 (en) | 2015-07-10 | 2020-03-17 | NGL Solids Solutions, LLC | Systems and methods for oil field solid waste processing for re-injection |
US9656308B2 (en) | 2015-07-10 | 2017-05-23 | NGL Solids Solutions, LLC | Systems and processes for cleaning tanker truck interiors |
CN106545305B (zh) * | 2015-09-23 | 2019-08-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种钻井液循环系统及其控制方法 |
US11111743B2 (en) * | 2016-03-03 | 2021-09-07 | Recover Energy Services Inc. | Gas tight shale shaker for enhanced drilling fluid recovery and drilled solids washing |
CA3017222A1 (en) * | 2016-03-14 | 2017-09-21 | Microfluidics International Corporation | High-pressure fluid processing device configured for batch processing |
CN106089153A (zh) * | 2016-07-28 | 2016-11-09 | 大庆凯浮化工产品销售有限公司 | 高压无源气井井口自动加药的方法及装置 |
CN106351223A (zh) * | 2016-08-25 | 2017-01-25 | 开普天(上海)国际贸易有限公司 | 泥浆清孔系统及方法 |
CA3206994A1 (en) | 2016-09-02 | 2018-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid drive systems for well stimulation operations |
US11624326B2 (en) | 2017-05-21 | 2023-04-11 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods and systems for supplying fuel to gas turbine engines |
CN108194047A (zh) * | 2018-02-02 | 2018-06-22 | 淮南矿业(集团)有限责任公司 | 一种钻孔固管的循环置换注浆装置及工艺 |
CA3039286A1 (en) | 2018-04-06 | 2019-10-06 | The Raymond Corporation | Systems and methods for efficient hydraulic pump operation in a hydraulic system |
WO2020033861A2 (en) | 2018-08-10 | 2020-02-13 | Matthew Oehler | Proppant dispensing system |
CA3115650A1 (en) | 2018-10-09 | 2020-04-23 | U.S. Well Services, LLC | Electric powered hydraulic fracturing pump system with single electric powered multi-plunger pump fracturing trailers, filtration units, and slide out platform |
CN109333146A (zh) | 2018-11-22 | 2019-02-15 | 青岛理工大学 | 不同工况下铣削注入切削液的方法及系统 |
WO2020231483A1 (en) | 2019-05-13 | 2020-11-19 | U.S. Well Services, LLC | Encoderless vector control for vfd in hydraulic fracturing applications |
US11560845B2 (en) | 2019-05-15 | 2023-01-24 | Bj Energy Solutions, Llc | Mobile gas turbine inlet air conditioning system and associated methods |
US11542786B2 (en) | 2019-08-01 | 2023-01-03 | U.S. Well Services, LLC | High capacity power storage system for electric hydraulic fracturing |
US10815764B1 (en) | 2019-09-13 | 2020-10-27 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods and systems for operating a fleet of pumps |
US11604113B2 (en) | 2019-09-13 | 2023-03-14 | Bj Energy Solutions, Llc | Fuel, communications, and power connection systems and related methods |
CA3092868A1 (en) | 2019-09-13 | 2021-03-13 | Bj Energy Solutions, Llc | Turbine engine exhaust duct system and methods for noise dampening and attenuation |
US10989180B2 (en) | 2019-09-13 | 2021-04-27 | Bj Energy Solutions, Llc | Power sources and transmission networks for auxiliary equipment onboard hydraulic fracturing units and associated methods |
CA3191280A1 (en) | 2019-09-13 | 2021-03-13 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods and systems for supplying fuel to gas turbine engines |
US11015536B2 (en) | 2019-09-13 | 2021-05-25 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods and systems for supplying fuel to gas turbine engines |
US10895202B1 (en) | 2019-09-13 | 2021-01-19 | Bj Energy Solutions, Llc | Direct drive unit removal system and associated methods |
CA3092865C (en) | 2019-09-13 | 2023-07-04 | Bj Energy Solutions, Llc | Power sources and transmission networks for auxiliary equipment onboard hydraulic fracturing units and associated methods |
US11002189B2 (en) | 2019-09-13 | 2021-05-11 | Bj Energy Solutions, Llc | Mobile gas turbine inlet air conditioning system and associated methods |
US11015594B2 (en) | 2019-09-13 | 2021-05-25 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and method for use of single mass flywheel alongside torsional vibration damper assembly for single acting reciprocating pump |
CA3092859A1 (en) | 2019-09-13 | 2021-03-13 | Bj Energy Solutions, Llc | Fuel, communications, and power connection systems and related methods |
US11911732B2 (en) | 2020-04-03 | 2024-02-27 | Nublu Innovations, Llc | Oilfield deep well processing and injection facility and methods |
US11708829B2 (en) | 2020-05-12 | 2023-07-25 | Bj Energy Solutions, Llc | Cover for fluid systems and related methods |
US10968837B1 (en) | 2020-05-14 | 2021-04-06 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods utilizing turbine compressor discharge for hydrostatic manifold purge |
US11428165B2 (en) | 2020-05-15 | 2022-08-30 | Bj Energy Solutions, Llc | Onboard heater of auxiliary systems using exhaust gases and associated methods |
US11208880B2 (en) | 2020-05-28 | 2021-12-28 | Bj Energy Solutions, Llc | Bi-fuel reciprocating engine to power direct drive turbine fracturing pumps onboard auxiliary systems and related methods |
US11208953B1 (en) | 2020-06-05 | 2021-12-28 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods to enhance intake air flow to a gas turbine engine of a hydraulic fracturing unit |
US11109508B1 (en) | 2020-06-05 | 2021-08-31 | Bj Energy Solutions, Llc | Enclosure assembly for enhanced cooling of direct drive unit and related methods |
US10961908B1 (en) | 2020-06-05 | 2021-03-30 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods to enhance intake air flow to a gas turbine engine of a hydraulic fracturing unit |
US10954770B1 (en) | 2020-06-09 | 2021-03-23 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods for exchanging fracturing components of a hydraulic fracturing unit |
US11111768B1 (en) | 2020-06-09 | 2021-09-07 | Bj Energy Solutions, Llc | Drive equipment and methods for mobile fracturing transportation platforms |
US11022526B1 (en) | 2020-06-09 | 2021-06-01 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods for monitoring a condition of a fracturing component section of a hydraulic fracturing unit |
US11066915B1 (en) | 2020-06-09 | 2021-07-20 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods for detection and mitigation of well screen out |
US11933153B2 (en) | 2020-06-22 | 2024-03-19 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods to operate hydraulic fracturing units using automatic flow rate and/or pressure control |
US11939853B2 (en) | 2020-06-22 | 2024-03-26 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods providing a configurable staged rate increase function to operate hydraulic fracturing units |
US11125066B1 (en) | 2020-06-22 | 2021-09-21 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods to operate a dual-shaft gas turbine engine for hydraulic fracturing |
US11028677B1 (en) | 2020-06-22 | 2021-06-08 | Bj Energy Solutions, Llc | Stage profiles for operations of hydraulic systems and associated methods |
US11466680B2 (en) | 2020-06-23 | 2022-10-11 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods of utilization of a hydraulic fracturing unit profile to operate hydraulic fracturing units |
US11473413B2 (en) | 2020-06-23 | 2022-10-18 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods to autonomously operate hydraulic fracturing units |
US11149533B1 (en) | 2020-06-24 | 2021-10-19 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems to monitor, detect, and/or intervene relative to cavitation and pulsation events during a hydraulic fracturing operation |
US11220895B1 (en) | 2020-06-24 | 2022-01-11 | Bj Energy Solutions, Llc | Automated diagnostics of electronic instrumentation in a system for fracturing a well and associated methods |
US11193360B1 (en) | 2020-07-17 | 2021-12-07 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods, systems, and devices to enhance fracturing fluid delivery to subsurface formations during high-pressure fracturing operations |
US11639654B2 (en) | 2021-05-24 | 2023-05-02 | Bj Energy Solutions, Llc | Hydraulic fracturing pumps to enhance flow of fracturing fluid into wellheads and related methods |
CN114673464B (zh) * | 2022-03-08 | 2024-01-05 | 四机赛瓦石油钻采设备有限公司 | 一种钻屑全流程处理自动控制方法 |
CN115234175B (zh) * | 2022-09-21 | 2022-12-09 | 山东万创金属科技有限公司 | 一种海洋油气开采钻杆 |
Family Cites Families (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4595422A (en) | 1984-05-11 | 1986-06-17 | Cds Development, Inc. | Drill cutting disposal system |
US4632188A (en) * | 1985-09-04 | 1986-12-30 | Atlantic Richfield Company | Subsea wellhead apparatus |
US4942929A (en) | 1989-03-13 | 1990-07-24 | Atlantic Richfield Company | Disposal and reclamation of drilling wastes |
GB8925075D0 (en) * | 1989-11-07 | 1989-12-28 | British Petroleum Co Plc | Sub-sea well injection system |
US5109933A (en) | 1990-08-17 | 1992-05-05 | Atlantic Richfield Company | Drill cuttings disposal method and system |
US5129469A (en) | 1990-08-17 | 1992-07-14 | Atlantic Richfield Company | Drill cuttings disposal method and system |
US5133624A (en) * | 1990-10-25 | 1992-07-28 | Cahill Calvin D | Method and apparatus for hydraulic embedment of waste in subterranean formations |
NO172217C (no) | 1990-11-28 | 1993-06-23 | Norske Stats Oljeselskap | Anlegg for behandling av borekaks |
NO175412C (no) * | 1990-11-28 | 1994-10-12 | Norske Stats Oljeselskap | Fremgangsmåte for behandling av avfallsstoffer för injisering i underjordiske formasjoner |
US5129468A (en) | 1991-02-01 | 1992-07-14 | Conoco Specialty Products Inc. | Method and apparatus for separating drilling and production fluids |
GB9206968D0 (en) * | 1992-03-31 | 1992-05-13 | Rig Technology Ltd | Cuttings processing system |
US5303786A (en) | 1992-09-16 | 1994-04-19 | Atlantic Richfield Company | Earth drilling cuttings processing system |
US5400977A (en) * | 1993-12-20 | 1995-03-28 | Hayles, Jr.; Peter E. | Pulverizer |
US5431236A (en) | 1994-08-19 | 1995-07-11 | Warren; Jasper N. | Method for processing solid material for disposal in an underground porous formation |
-
1997
- 1997-12-05 GB GB9725774A patent/GB2327442B/en not_active Expired - Lifetime
-
1998
- 1998-01-20 US US09/461,604 patent/US6321860B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-01-29 WO PCT/US1998/001798 patent/WO1999004134A1/en active Application Filing
- 1998-01-29 AU AU61388/98A patent/AU6138898A/en not_active Abandoned
-
2000
- 2000-01-12 NO NO20000160A patent/NO316937B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US6321860B1 (en) | 2001-11-27 |
NO20000160D0 (no) | 2000-01-12 |
GB2327442B (en) | 2000-12-13 |
AU6138898A (en) | 1999-02-10 |
WO1999004134A1 (en) | 1999-01-28 |
NO20000160L (no) | 2000-03-15 |
GB2327442A (en) | 1999-01-27 |
GB9725774D0 (en) | 1998-02-04 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO316937B1 (no) | Et modulaer behandlings- og injeksjonssystem for injisering av borekaks i en jordformasjon, samt fremgangsmate for samme | |
US6640912B2 (en) | Cuttings injection system and method | |
US8714253B2 (en) | Method and system for injection of viscous unweighted, low-weighted, or solids contaminated fluids downhole during oilfield injection process | |
EP2094937B1 (en) | Method and apparatus for processing and injecting drill cuttings | |
US7997355B2 (en) | Apparatus for injecting impactors into a fluid stream using a screw extruder | |
US9175530B2 (en) | Wellbore fluid mixing system | |
EP2111495B1 (en) | High density slurry | |
US6527054B1 (en) | Apparatus and method for the disposition of drilling solids during drilling of subsea oilfield wellbores | |
US9291038B2 (en) | Apparatus and method for high pressure abrasive fluid injection | |
US8371037B2 (en) | Slurrification process | |
NO311148B1 (no) | Fremgangsmåte og anlegg for avhendelse av faste partkler i en jordformasjon | |
US20090038856A1 (en) | Injection System And Method | |
US4527836A (en) | Deep well process for slurry pick-up in hydraulic borehole mining devices | |
KR101363855B1 (ko) | 경질 입자 분쇄 방법 및 장치 | |
US4613003A (en) | Apparatus for excavating bore holes in rock | |
CA2361042C (en) | Slurry treatment | |
CA2131723C (en) | Well uplift system |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |