NO322338B1 - Fremgangsmate for overvakning av boreparametere - Google Patents
Fremgangsmate for overvakning av boreparametere Download PDFInfo
- Publication number
- NO322338B1 NO322338B1 NO20012704A NO20012704A NO322338B1 NO 322338 B1 NO322338 B1 NO 322338B1 NO 20012704 A NO20012704 A NO 20012704A NO 20012704 A NO20012704 A NO 20012704A NO 322338 B1 NO322338 B1 NO 322338B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- user
- screen
- drilling parameters
- drilling
- computer
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 75
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 21
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 9
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 22
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 13
- 230000008859 change Effects 0.000 description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 7
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 4
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 4
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 2
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 241000052343 Dares Species 0.000 description 1
- 230000005856 abnormality Effects 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000009474 immediate action Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
Description
Oppfinnelsen angår generelt jordhull og boring og især en fremgangsmåte for overvåkning av boreparametere i sann tid.
Den generelle styring av boreoperasjoner beskrives best som en eksperimentell kunstart enn en bestemt vitenskap. Selv om mange ressurser, både finansielle og mennes-kelige har blitt brukt for å undersøke og beskrive boreprosessen, finnes det ikke noen lovmessighet som beskriver i alle tilfelle det vilkårlige forholdet mellom virkning og respons. Vellykket styring av boreprosessen skjer ofte som resultat fra erfarne enkeltper-soner som kan gjenkjenne mønstre fra de mange datakildene som er tilgjengelige på en borerigg og reagerer tilsvarende for å komme til bunns av et bestående problem.
Fra den kjente teknikk på området skal det vises til US 4 507 735 og EP Al 793 104.
I dag kreves det ofte at kvalifiserte boreledere samler data, ofte etter hendelsen, fra forskjellige kilder og som blir presentert på mer eller mindre unike måter og samle dataene til et format som ikke bare fokuserer på enkeltpersonenes evne til å gjenkjenne mønsteret, men også få et tilstrekkelig tydelig og logisk format slik at de kan forklares for overordnede for å få godkjent iverksettelse av de forskjellige tiltak. Dessuten er de fleste datasamlingsfunksjoner på en moderne boreenhet strukturert slik at de er mest anvendeli-ge for kontorbaserte geoforskere og/eller ingeniører i stedet for personen på stedet.
Det er derfor et behov for et datasamlings- og analyseverktøy som kan brukes på stedet av boreledere og annet personell. Et slikt verktøy må gi sanntids informasjon, slik at borelederen eller en annen bruker kan observere endringene etterhvert som de oppstår. Dessuten må et slikt verktøy tilveiebringe en fullstendig arkivering av data på en sikker måte for fremtidig analyse. Verktøyet må også kunne konfigureres slik at forskjellige data oppsummeres samtidig eller sidestilles med hverandre på enten en dybde- eller tidskorrelert måte. Evnen til å overvåke og observere endringer som kan oppstå som følge av endringer i driftsforholdene kan hjelpe til i beslutningsprosessen. Ved retningsboring er det f.eks. vanlig å observere en endring i retningsresponsen til et enkelthull som følger endring i driftsparametrene, f.eks. vekt mot borkrone eller rotasjonshastighet. Evnen til nøyaktig å overvåke og vise disse driftsparametrene mot det antatte resultat etter brøn-nens skråning og retning, gjør at borelederne kan minimere kostnadene i brønnen ved å minimere antall verktøykjøringer eller ved å sikre at bunnhullmålet nås av brønnhullet ved første forsøk. Annen informasjon i sann tid kan være korrelering av bakgrunnsgass og slamreturen versus penetreringshastighet, eller en korrelering av svabringtendens versus hastigheten som borestrengen blir trukket ut av hullet med.
Før boringen startes i en ny brønn, er det typisk at borelaget i det minste har en overfladisk forståelse av de viktigste geologiske egenskaper som forventes. Eksempler kan være dybden av de forskjellige geologiske lag, overgang fra normal til geotrykk, dybden av viktige litologiske endringer og dybden av oppsamlede hydrokarboner. Evnen til å plotte data, f.eks. penetreringshastighet, slamgass, d-eksponenter og drag på en dybdekorrelert måte gjør det mulig for borelederen å påvise unormaliteter som kan inne-bære endringer i den geologiske formasjon. Denne mulighet vil være kritisk når vellyk-kede driftsbeslutninger skal foretas hvor planlagte operasjoner må bringes i samsvar med brønnens faktiske oppførsel. Evnen til å dybde- og/eller tidskorrelere boreparametrene, f.eks. overtrekking, rørhastighet, anbringelse av bunnsammenstillingen (BHA)-komponenter og/eller vridmoment kan gi innsikt i avvikelser i brønnhullets trajektorie og/eller stabilitet som det kan være behov for å undersøke for å unngå fremtidige problemer.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er kjennetegnet ved det datainimplementer-te trinn: å varsle en bruker om å velge et skjermbilde fra en liste omfattende et tilpasset skjermbilde, et standard skjermbilde og et ferdigutviklet skjermbilde, hvor et ferdigutviklet skjermbilde omfatter ett av flere tidligere utviklede tilpassede skjermbilder lagret som ferdigutviklede skjermbilder, og hvor hvert av skjermbildene er beregnet for samtidig visning i sanntid grafiske fremstillinger av et sett av boreparametere.
Fordelaktige utførelsesformer av oppfinnelsen er angitt i de uselvstendige krav.
Systemet med oppfinnelsen omfatter en database som kan lagre vesentlig kontinuerlig målte eller beregnede boreparametere. Minst en datamaskin kan aksessere databasen for å vise samtidige grafiske fremstillinger av valgte boreparametere. Oppfinnelsen gjør det mulig for brukeren å observere flere parametere i sann tid.
Ifølge oppfinnelsen blir brukeren bedt om å velge et skjermbilde fra en liste som fortrinnsvis omfatter et ferdig utviklet skjermbilde, et tilpasset skjermbilde og et standard skjermbilde. Et ferdig utviklet skjermbilde er ett av flere tidligere utviklede tilpassede skjermbilder som er blitt lagret som ferdig utviklede skjermbilder. Hvert av skjermbildene kan vise samtidig grafiske representasjoner av et sett med boreparametere i sann tid. Hvis brukeren velger tilpasset skjermbilde, vil systemet vise en liste over boreparametere og be brukeren om å velge et sett med boreparametere fra listen over boreparametere. Etter at brukeren har valgt settet med boreparametere, ber systemet brukeren om å konfigurere skjermbildet. Systemet ber deretter brukeren om å lagre skjermbildet som et ferdig utviklet skjermbilde.
Hvis brukeren velger et ferdig utviklet skjermbilde, vil systemet vise en liste over skjermbilder som brukeren har utviklet. Likeledes, hvis brukeren velger standardskjerm-bildet, vil systemet vise en liste over standardskjermbilder.
Etter at brukeren har bygget opp et tilpasset skjermbilde eller valgt et standard skjermbilde eller et ferdig utviklet skjermbilde, vil systemet be brukeren om å aktivere driftsbegrensningsalarmer for et sett med boreparametere. Brukeren kan sette øvre eller nedre driftsgrenser for de forskjellige parametere, eller systemet kan bruke standard driftsgrenser. Hvis brukeren aktiverer driftsgrensealarmer, vil systemet overvåke settet med boreparametere for driftsgrensealarmforholdene og gi en alarm når et parameter faller utenfor de innstilte grenser.
I tillegg til å aktivere grensealarmer, ber systemet brukeren om å aktivere alarmer for borehendelser. Oppkomsten av en borehendelse indikeres av en signatur som er en kombinasjon av tendenser i verdier for enkelte parametere. Hvis brukeren aktiverer borehendelsesalarmer, vil systemet overvåke enkelte boreparametere for oppkomsten av en borehendelsessignatur. Ved påvisning av en signatur vil systemet frembringe en alarm.
Oppfinnelsen skal beskrives nærmere under henvisning til tegningene, hvor fig. 1 viser en dreiende borerigg, fig. 2 er et blokkskjema over et system ifølge oppfinnelsen, fig. 3 viser et skjermbilde, SELECT SCREEN, ifølge oppfinnelsen, fig. 4 viser et skjermbilde, SELECT PARAMETERS TO DISPLAY, ifølge oppfinnelsen, fig. 5 viser et skjermbilde, SET OPERATING LIMITS, ifølge oppfinnelsen, fig. 6 viser et skjermbilde, CONFIGURE DISPLAY, ifølge oppfinnelsen, fig. 7 viser et skjermbilde SELECT STANDARD SCREEN, ifølge oppfinnelsen, fig. 8 viser et skjermbilde SELECT PRE-DEVELOPED SCREEN, ifølge oppfinnelsen, fig. 9 viser et skjermbilde, DRILL AHEAD, ifølge oppfinnelsen, fig. 10 er et høynivå flytskjema av bearbeidingen ifølge oppfinnelsens fremgangsmåte, fig. 11A-11E omfatter et flytskjema over SELECT SCREEN-bearbeidingen på fig. 10.
På fig. 1 er en borerigg benevnt generelt med henvisningstall 11. Riggen 11 på fig. 1 er vist som en landbasert rigg. Imidlertid vil det fremgå for en fagmann at fremgangsmåten og systemet ifølge oppfinnelsen også finner anvendelse på ikke-landbaserte rigger, f.eks. en oppjekkingsrigg, halvnedsenkbare rigger, boreskip og lignende. Selv om en konvensjonell dreierigg er vist, vil det fremgå for en fagmann at oppfinnelsen også kan gjelde andre boreteknologier, f.eks. toppdriving, kraftdreining, brønnmotor, spolerø-renheter og lignende.
Riggen 11 omfatter en mast 13 som er båret på marken over riggulvet 15. Riggen 11 omfatter luftedrev som omfatter en kroneblokk 17 montert på masten 13 og en vand-reblokk 19. Kroneblokken 17 og vandreblokken 19 er koplet sammen ved hjelp av en kabel 21 som drives av trekkverk 23 for å styre vandreblokkens 19 bevegelse oppover og nedover. Vandreblokken 19 bærer en krok 25, hvorfra det henger en dreietapp 27. Dreietappen 27 bærer et drivrør 29 som i sin tur bærer en borestreng 31 i brønnhullet 33. Borestrengen 31 omfatter flere sammenkoplede seksjoner av borerøret 35 og en bunn-sammenstilling (BHA) 37 som omfatter stabiliserere, borekrager, måling-under-boring-instrumenter (MWD), og lignende. En dreieborkrone 41 er forbundet til bunnen av BHA 37.
Borefluid leveres til borestrengen 31 av slampumper 43 via en slamslange 45 forbundet til dreierøret 27. Borefluidet er inneholdt i en eller flere slamtanker 42. Slamtankene 42 mottar borefluidet fra brønnhullet 33 via en ledning 44. Borepumpen 43 mottar borefluidet fra slamtankene 42 via en pumpesugeledning 46.
Boringen utføres ved å tilføre vekt mot borkronen 41 og dreie borestrengen 31. Borestrengen 31 dreies i borehullet 33 ved hjelp av et borebord 47 som er dreibart båret på riggbunnen 15 og som befinner seg i et ikke-dreiende inngrep med drivrøret 29. Bore-kaksen fra borkronen 41 som borer inn i jorden, føres ut av borhullet 33 ved hjelp av boreslammet fra pumpene 43.
Ifølge oppfinnelsen blir boreparametrene overvåket av følere. Følerne måler verdier som kan vises direkte eller brukes for å beregne andre verdier som vises. F.eks. omfatter systemet en krokvektføler (ikke vist) som tør være kjent i faget. Krokvektfølerne omfatter typisk digitale belastningsmålere eller lignende som frembringer en digital vektverdi i en egnet samplingshastighet, som i den foretrukne utførelse av oppfinnelsen er 5 ganger i sekundet. Typisk monteres en krokvektføler på den statiske ledning (ikke vist) av kabelen 21 på fig. 1.
Et annet viktig parameter er vekten mot borkronen, som kan beregnes fra vekten mot kroken. Etter hvert som borestrengen 31 senkes inn i brønnen før borkronen 41 berører bunnen av hullet, måles vekten mot kroken av krokvektføleren, som er lik opp-driftsvekten av borestrengen 31 i boreslammet. Borestrengen 31 er noe elastisk. Således strekker borestrengen seg under sin egen vekt etter hvert som den senkes inn i brønnen 33. Når kronen 41 berører bunnen av brønnen 33, blir strekket redusert og vekten overført fra kroken 25 til kronen 41. Således er vekten mot kronen lik forskjellen mellom vekten av borestrengen 31 før og etter kronen 41 berører bunnen av hullet 33.
Boreoperatøren tilfører vekt mot kronen 41 effektivt ved å regulere høyden eller innstillingen av kroken 25 og masten 13. Boreoperatøren styrer innstillingen av kroken 25 ved å gi ut kabel fra trekkverket 23. Systemet omfatter en krokhastighetsføler (ikke vist) av kjent type. Et eksempel på en krokhastighetsføler er en dreieføler koplet til kron-blokken 17. En dreieføler frembringer en digital indikasjon på størrelsen og retningen av kronblokkens 17 eller trekkverkets 23 dreining ved ønsket stikkprøvefrekvens. Kabelens 21 retning og lineære vandring kan beregnes fra krokposisjonsfølerens utgangssignal. Vandringsblokkens 19 og krokens 25 vandringshastighet og innstilling kan lett beregnes basert på den lineære hastighet til kabelen 21 og antallet kabler mellom kroneblokken 17 og vandringsblokken 19. På kjent måte kan penetreringshastigheten til kronen 41 beregnes basert på vandringshastigheten til kroken 25 og endringshastigheten til krokvekten.
Boreoperatøren kan også utføre eller styre penetreringshastigheten basert på dreiningen til dreiebordets 47 hastighet og trykket fra slampumpene 43. Følgelig omfatter systemet ifølge oppfinnelsen en omdreiningsføler for et dreiebord (ikke vist) og en trykk-føler (ikke vist) for en slampumpe som hver sender ut et digitalt signal ved ønsket samplingshastighet.
I tillegg til dreiehastighetsføleren, omfatter systemet ifølge oppfinnelsen en dreiemomentføler (ikke vist) som måler dreiemomentet tilført borestrengen 35 under dreiningen. I elektriske rigger indikeres dreiemomentet av målingen av mengden av strøm som brukes av motoren som driver dreiebordet 47.1 mekaniske rigger føler dreie-momentføleren strekket i drivkjeden for dreiebordet. Dreiemoment og dreiehastighet gir en indikasjon på forholdene nede i brønnen.
I tillegg til pumpetrykkføleren, omfatter systemet ifølge oppfinnelsen følere (ikke vist) for måling av slampumpehastigheten i slag per minutt, hvorfra strømningshastighe-ten til borefluidene inn i borestrengen lett kan beregnes ut fra. I tillegg omfatter systemet ifølge oppfinnelsen følere (ikke vist) for å måle andre parametere i forhold til borefluid-systemet. F.eks. omfatter systemet ifølge oppfinnelsen følere for å måle mengden av fluid i slamtanken 42 og strømningshastigheten inn og ut av slamtanken 42. Systemet ifølge oppfinnelsen omfatter også følere (ikke vist) for måling av slamgass, temperaturer i strømningsledningen og slamtetthet. Fortrinnsvis omfatter systemets følere som måler forskjellige parametere i brønnhullstrajektorien og/eller petrofysiske egenskaper i de geologiske formasjoner, samt brønndriftsparametere.
På fig. 2 er det vist et blokkskjema over et lokalt nettverk ifølge oppfinnelsen. Det lokale nettverk omfatter flere personlige datamaskiner 51 som er koplet sammen ved hjelp av et passende nettverk. Selv om det bare er vist tre arbeidsstasjoner på fig. 2, vil det fremgå at systemet kan omfatte flere eller færre arbeidsstasjoner. En server 53 er tilkoplet for å motta inngangssignalet fra sensorene 55. Serveren 53 kan sample verdier fra sensorene 55 i en passende samplingshastighet, som i den foretrukne utførelse er 5 ganger i sekundet. De samplede verdier av serveren 53 blir lagret i en database 57. Ifølge oppfinnelsen, og som vil bli forklart i detalj heretter, kan den personlige datamaskin 51 aksessere databasen 57 for å hente en konfigurerbar sanntidsvisning av boreparametrene som er lagret i databasen 57.
Oppfinnelsen implementeres fortrinnsvis i et grafisk driftsmiljø, f.eks. Windows NT, eller lignende. På figurene 3-9, er det vist forskjellige skjermbilder ifølge oppfinnelsen. På fig. 3 er det først vist et skjermbilde, SELECT SCREEN, 61. Skjermbildet 61 omfatter en meny over ferdig utviklede skjermbilder 63, lager tilpasset skjermbilde 65 og standardskjermbilde 67. Ferdig utviklede skjermbilder er skjermbilder som en bruker tidligere har utviklet ved hjelp av tilpassede skjermbilder 65. Standardskjermbilder leveres med systemet. Brukeren velger et skjermbilde ved å klikke en knapp 69. Etter at brukeren har valgt skjermbildet legger brukeren inn sitt valg ved å klikke OK-knappen 71.
Hvis brukeren velger standardskjefmen 67, vil systemet vise menyen over stan-dardskjermer som vist på fig. 7. På fig. 7 er den valgte standardskjerm indikert ved 73. Skjermen 73 omfatter forskjellige standardskjermbilder, herunder sett i gang boring 75, tripping 77, trykk 79 og korrelering 81. Brukeren kan velge en standard skjerm ved å klikke på en knapp 83 og på OK-knappen 85.
Hvis brukeren på fig. 3 velger det ferdig utviklede skjermbildet 63, vil systemet vise en meny over valgt ferdig utviklet skjermbilde 87, som vist på fig. 8. Ferdig utviklet skjermbilder assosieres med brukeren som har utviklet skjermbildet. Som nevnt nedenfor, blir brukeren, når vedkommende utviklet et skjermbilde, bli bedt om å lagre skjermbildet og gi det et navn. På fig. 8 identifiseres skjermbildene ganske enkelt for illustrasjonsfor-mål som bruker skjermbilder A-E. Brukeren velger et tidligere utviklet skjermbilde ved å klikke på knappen 89 og OK-knappen 91.
Hvis brukeren på fig. 3 velger lage tilpasset skjermbilde 65, vil systemet vise et valgt parameter for å vise skjermbildet som er benevnt nr. 93 på fig. 4. Skjermbildet 93 viser en liste over alle parametere som blir overvåket ifølge oppfinnelsen. Skjermbildet 93 omfatter en avkrysningsrute 95 hvor brukeren kan velge parametrene som skal vises. I den foretrukne utførelse kan brukeren velge opp til fem parametere for visning. Etter at brukeren har valgt parametrene for visning ved å krysse av rutene 95, kan brukeren fortsette til neste skjermbilde ved å klikke OK-knappen 97.
Etter at brukeren på fig. 5 har klikket OK-knappen på skjermbildene på fig. 4, 7 eller 8, vil systemet vise et skjermbilde 101 over driftsgrenser. Driftsgrensene kan være satt for forskjellige parametere med høy grense og lav grense. Driftsgrenseskjermbildet 101 blir først forsynt med standardverdier for driftsparametrene. En bruker kan imidlertid endre driftsgrensene hvis vedkommende ønsker ved å skrive over standardverdiene. Ifølge oppfinnelsen kan brukeren aktivere driftsgrensealarmer ved å krysse av ruten 103. Hvis brukeren har aktivert grensealarmer, vil systemet avgi en lyd- eller visuell alarm hvis ett eller flere parametere beveger seg utenfor grensene.
Brukeren kan også aktivere hendelsesalarmer ved å sjekke ruten 105. En hendelsesalarm aktiveres når systemet ifølge oppfinnelsen påviser en borehendelsessignatur. Borehendelsessignaturer er kombinasjoner av trender i enkelte parametere. F.eks. indikeres et boreavbrudd ved en øket penetreringshastighet sammen med en stabil eller avtagende vekt mot kronen. En tapt sirkulasjonshendelse indikeres ved kombinasjonen av avtagende strøm ut, nullnivå og pumpetrykk. Som et annet eksempel indikeres borkrone-tilstopping av en kombinasjon med avtagende penetreringshastighet og dreiemoment. Hvis brukeren har aktivert hendelsesalarmer vil systemet avgi en hørbar eller visuell alarm når systemet påviser en hendelsessignatur.
Oppfinnelsen aktiverer en bruker til å konfigurere et tilpasset display. På fig. 6 er en konfigurert display skjerm benevnt med nummer 107. Parametrene som vises er opp-gitt i en kolonne 109. Brukeren kan bestille visningen av parametrene fra venstre mot høyre over skjermen ved å velge et sporingsnummer fra en kolonne 111. Brukeren kan velge en sporbredde som andel av den totale bredde av displayet ved å legge inn verdier i tilhørende ruter i en sporbreddekolonne 113. Brukeren kan sette inn lavskala- og høyska-laverdier ved å legge inn sifre i kolonnene 115 og 117. Brukeren kan velge den avhengige variabelen for visning til å være enten dybde eller tid ved å velge tilsvarende knapp. Brukeren kan navngi skjermbildet ved å legge inn et navn i en rute 119. Brukeren kan lagre skjermbildet som en utviklet skjerm ved å krysse ruten 121. Etter at brukeren har konfigurert og navngitt displayet og enten krysset av eller latt være å krysse av ruten 121, kan brukeren klikke på en OK-knapp 123 for å vise det valgte skjermbildet.
På fig. 9 er det vist et eksempel på et skjermbilde over "sett i gang boring", som er benevnt ved nummer 125. Alle skjermbildene ifølge oppfinnelsen er generelt av den type som er vist på fig. 9. Generelt gir skjermbildene ifølge oppfinnelsen et grafisk bilde av valgte parametere korrelert i forhold til brønnhullsdybden. På fig. 9 indikeres dybden av kolonnen 127 og en grafikk av bunnsammenstillingen 129 er tilveiebrakt for å indikere dybden av den faktiske bunnhullsammenstillingen i brønnhullet. I skjermbildet for igang-setting av boring på fig. 9, er penetreringshastighet, bakgrunnsgass, gammastråle og d-eksponenten indikert grafisk i respektive kolonner 131-137. Et rullefelt 139 er tilveiebrakt, slik at brukeren kan rulle opp og ned for å se parametrene på forskjellige dybder. Brukeren kan observere trender i forskjellige parametere i sann tid. Skjermbildet 125 kan også omfatte en alarmindikator 141 for visuell hendelse og en indikator 143 for driftsgrenser. Hvis en hendelse eller driftsgrensealarmsituasjon oppstår, vil alarmen vises visuelt. Systemet kan også omfatte en hørbar alarm for å varsle brukeren om oppkomsten av hendelse. Brukeren kan endre skjermbildene ved å klikke på en endringsknapp 145. Hvis brukeren klikker på endringsknappen 145, blir brukeren tatt tilbake til skjermbildet på fig. 3. En ferdigknapp 147 er tilveiebrakt, slik at brukeren kan avslutte visningen ifølge oppfinnelsen.
På fig. 10 er det vist et høynivåflytskjema over fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. Fortrinnsvis omfatter systemet en brukerpåloggingsrutine indikert generelt ved blokk 151, hvor brukeren pålogger med bruker ID og passord. Etter pålogging utfører systemet en valgt skjermrutine, indikert generelt ved blokk 153, og vist i detalj i forhold til figurene 11A-11E.
På fig 11A-11E er det vist valgt skjermbildebehandling. Systemet viser skjerm-valgmenyen og venter for brukerinntasting ved blokk 155. Hvis brukeren ved beslutningsblokken 157 velger OK-knappen, vil systemet teste ved beslutningsblokken 159 om brukeren har krysset av i ruten for "standardskjerm". Hvis dette er tilfellet begynner behandlingen ved fig. 11D. Hvis brukeren ved beslutningsblokken 161 har krysset av ruten for "ferdig utviklet skjermbilde", vil behandlingen fortsette ved fig. 11E. Hvis brukeren ikke har krysset av i ruten "standard skjerm", eller "ferdig utviklet skjerm" har brukeren som standard valgt den tilpassede skjermens avkrysningsrute og behandlingen fortsetter ved fig. 1 IB.
På fig. 1 IB viser systemet skjermbildet "velg parametere for visning" og venter på brukerinntasting ved blokk 163. Hvis brukeren ved beslutningsblokken 165 ikke har trykket OK-knappen, vil systemet teste ved beslutningsblokken 167 om avbryt-knappen har blitt trykket. Hvis dette er tilfellet vil bearbeidingen returnere til blokk 155 på fig. 11A. Hvis brukeren ved beslutningsblokken 165 klikker på OK-knappen, vil systemet vise skjermbildet "konfigurer visning" med avkryssede parametere og venter på brukerinntasting ved blokk 169. Hvis brukeren ved beslutningsblokken 171 ikke taster OK, vil systemet avgjøre ved beslutningsblokken 173 om brukerinntastingen er annullert. Hvis dette er tilfellet vil behandlingen returnere til blokk 155 på fig. 11A. Hvis brukeren ved beslutningsblokken 171 har trykket OK, vil systemet teste ved beslutningsblokken 175 om brukeren har krysset av i ruten "lagre". Hvis dette er tilfellet vil systemet lagre skjermbildekonfigurasjonen og skjermbildenavnet ved blokk 177 og behandlingen fortsetter ved fig. 11C.
På fig. 11C viser systemet skjermbildet "sett driftsgrenser" med standard driftsgrenser og venter på brukerinntasting ved blokk 179. Hvis brukeren ved beslutningsblokken 181 ikke har trykket OK, vil systemet teste ved beslutningsblokken 183 om brukerinntastingen er "annullert". Hvis dette er tilfellet vil behandlingen fortsette ved blokk 155 på fig. 11A. Hvis brukeren ved beslutningsblokken 181 har tastet OK, vil systemet lagre driftsgrensene ved blokk 185 og teste ved beslutningsblokken 187 om grensealarmene er aktivert. Hvis dette er tilfelle vil systemet overvåke parametrene ved blokk 189. Systemet prøver ved beslutningsblokken 191 om hendelsesalarmer er aktivert. Hvis dette er tilfelle vil systemet overvåke hendelsessignaturer ved blokk 193 og behandlingen returnerer til fig. 10.
På fig. 1 ID er det vist et flytskjema over standard skjermbildebehandling. Systemet viser skjermbildet for "velg standard skjerm" og venter på brukerinntastingen ved blokk 195. Etter brukerinntastingen vil systemet teste ved beslutningsblokken 197, om brukerinntastingen er OK. Hvis ikke vil systemet teste ved beslutningsblokken 199 om brukerinntastingen er "annullert". Hvis dette er tilfelle vil behandlingen fortsette ved blokk 155 på fig. 11A. Hvis brukeren ved beslutningsblokken 197 har tastet OK, vil systemet hente det valgte skjermbildet ved blokk 201 og behandlingen fortsetter ved fig. 11C.
På fig. 11E er det vist behandlingen på en ferdig utviklet skjerm. Systemet viser skjermbildet for "velg ferdig utviklet skjerm" og venter på brukerinntastingen ved blokk 203. Hvis brukeren ved beslutningsblokken 205 ikke har tastet OK, vil systemet teste ved beslutningsblokken 207 om brukerinntastingen er "annullert". Hvis dette er tilfellet vil behandlingen fortsette ved blokk 155 på fig. 11E. Hvis brukeren ved beslutningsblokken 205 har tastet OK, vil systemet hente det valgte skjermbilde ved blokk 209 og behandlingen fortsetter ved fig. 11C.
På fig. 10, vil systemet etter å ha utført den valgte skjermbehandlingen, generelt indikert ved blokk 153, vise de valgte parametere for det valgte skjermbildet ved blokk 211. Hvis driftsgrensealarmer er aktivert ved beslutningsblokken 213, vil systemet prøve ved beslutningsblokken 215 om en parameter faller utenfor grensene. Hvis dette er tilfelle vil systemet aktivere en alarm for parameteren ved blokk 217. Hvis hendelsesalarmer er aktivert ved beslutningsblokken 219, vil systemet teste ved beslutningsblokken 221 om en hendelsesalarm er påvist. Hvis dette er tilfelle vil systemet aktivere en alarm for hendelsen ved blokk 223.
Etter alarmbehandlingen vil systemet teste ved beslutningsblokken 225 om brukeren har valgt knappen "endre skjermbilde". Hvis dette er tilfelle vil behandlingen returnere til den valgte skjermbildebehandling ved blokk 153. Hvis brukeren ikke har valgt "endre skjermbilde"-knappen ved beslutningsblokken 225, vil systemet teste ved beslutningsblokken 227 om brukeren har valgt "gå ut"-knappen. Hvis ikke vil systemet oppdatere de valgte parametere ved blokken 229 og behandlingen returnerer til blokk 211. Hvis brukeren ved beslutningsblokken 227 har valgt "gå ut"-knappen, vil behandlingen avsluttes.
Fra det foregående vil det fremgå at oppfinnelsen tilveiebringer øyeblikkelig sanntidsinformasjon for borepersonalet. Multi-parameterinformasjonen gjør det mulig for personalet å påvise trender og forutse problemer før de oppstår. Oppfinnelsen gjør det således mulig for personalet å iverksette øyeblikkelige tiltak for å unngå kostbare eller katastrofale tilstander.
Claims (11)
1. Fremgangsmåte for overvåkning av boreparametere i sanntid, karakterisert ved det dataimplementerte trinn: å varsle en bruker om å velge et skjermbilde fra en liste omfattende et tilpasset skjermbilde, et standard skjermbilde og et ferdig utviklet skjermbilde, hvor et ferdig utviklet skjermbilde omfatter ett av flere tidligere utviklede tilpassede skjermbilder lagret som ferdig utviklede skjermbilder, og hvor hvert av skjermbildene er beregnet for samtidig visning i sanntid grafiske fremstillinger av et sett av boreparametere.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved de dataimplementerte trinn: å varsle brukeren om å aktivere driftsgrensealarmer for et andre sett av boreparametere, og som svar på aktiveringen av driftsgrensealarmene, å overvåke nevnte andre sett av boreparametere for driftsgrensealarmtilstandene.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved det dataimplementerte trinn: som svar på påvisning av en driftsgrensealarmtilstand, å frembringe en alarm.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved det dataimplementerte trinn: å varsle brukeren om å sette driftsgrenser for det andre sett av boreparametere.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved de dataimplementerte trinn: å varsle brukeren om å aktivere borehendelsesalarmer, og som svar på aktiveringen av borehendelsesalarmene, å overvåke minst noen av boreparametrene for en forekomst av en borehendelsessignatur.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, karakterisert ved det dataimplementerte trinn: som svar på påvisning av en borehendelsessignatur, å frembringe en alarm.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved de dataimplementerte trinn: som svar på valg av det tilpassede skjermbilde, å vise en liste over boreparametere, og å varsle brukeren om å velge et sett av boreparametere fra listen over boreparametere.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved de dataimplementerte trinn: som svar på brukerens valg av et sett boreparametere, å varsle brukeren om å konfigurere et skjermbilde for visning av den grafiske fremstilling av hver parameter i det valgte sett av boreparametere, og å vise den grafiske fremstilling av hver parameter i det valgte sett av boreparametere i samsvar med konfigurasjonen for brukeren.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved de dataimplementerte trinn: som svar på brukerens valg et sett av boreparametere, å varsle brukeren om å lagre et skjermbilde for visning av den grafiske fremstilling av hver parameter i det valgte sett av boreparametere, og å lagre skjermbildet for visning av den grafiske fremstilling av hver parameter i det valgte sett av boreparametere som et ferdig utviklet skjermbilde.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved de dataimplementerte trinn: å varsle brukeren om å lagre et skjermbilde for visning av den grafiske fremstilling av hver parameter i det valgte settet av boreparametere, og å lagre skjermbildet for visning av den grafiske fremstilling av hver parameter i det valgte settet av boreparametere som et ferdig utviklet skjermbilde.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved det dataimplementerte trinn: å lagre skjermbildet for visning av den grafiske fremstilling av hver parameter i det valgte sett av boreparametere som et ferdig utviklet skjermbilde.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/204,384 US6152246A (en) | 1998-12-02 | 1998-12-02 | Method of and system for monitoring drilling parameters |
PCT/US1999/028360 WO2000032904A1 (en) | 1998-12-02 | 1999-11-30 | Method of and system for monitoring drilling parameters |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20012704D0 NO20012704D0 (no) | 2001-06-01 |
NO20012704L NO20012704L (no) | 2001-08-01 |
NO322338B1 true NO322338B1 (no) | 2006-09-18 |
Family
ID=22757675
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20012704A NO322338B1 (no) | 1998-12-02 | 2001-06-01 | Fremgangsmate for overvakning av boreparametere |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6152246A (no) |
EP (1) | EP1135577B1 (no) |
AT (1) | ATE331868T1 (no) |
AU (1) | AU752842B2 (no) |
BR (1) | BR9915931B1 (no) |
CA (1) | CA2352615C (no) |
DE (1) | DE69932181T2 (no) |
MX (1) | MXPA01005454A (no) |
NO (1) | NO322338B1 (no) |
WO (1) | WO2000032904A1 (no) |
Families Citing this family (70)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20020083182A1 (en) * | 2000-12-18 | 2002-06-27 | Alvarado Juan C. | Real-time streamed data download system and method |
US7003439B2 (en) * | 2001-01-30 | 2006-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | Interactive method for real-time displaying, querying and forecasting drilling event and hazard information |
US20040084213A1 (en) * | 2001-02-15 | 2004-05-06 | Deboer Luc | System for drilling oil and gas wells using oversized drill string to achieve increased annular return velocities |
US6966392B2 (en) * | 2001-02-15 | 2005-11-22 | Deboer Luc | Method for varying the density of drilling fluids in deep water oil and gas drilling applications |
US7992655B2 (en) * | 2001-02-15 | 2011-08-09 | Dual Gradient Systems, Llc | Dual gradient drilling method and apparatus with multiple concentric drill tubes and blowout preventers |
US6536540B2 (en) | 2001-02-15 | 2003-03-25 | De Boer Luc | Method and apparatus for varying the density of drilling fluids in deep water oil drilling applications |
US6843331B2 (en) * | 2001-02-15 | 2005-01-18 | De Boer Luc | Method and apparatus for varying the density of drilling fluids in deep water oil drilling applications |
US7093662B2 (en) * | 2001-02-15 | 2006-08-22 | Deboer Luc | System for drilling oil and gas wells using a concentric drill string to deliver a dual density mud |
US7090036B2 (en) * | 2001-02-15 | 2006-08-15 | Deboer Luc | System for drilling oil and gas wells by varying the density of drilling fluids to achieve near-balanced, underbalanced, or overbalanced drilling conditions |
US6926101B2 (en) * | 2001-02-15 | 2005-08-09 | Deboer Luc | System and method for treating drilling mud in oil and gas well drilling applications |
US6968909B2 (en) | 2002-03-06 | 2005-11-29 | Schlumberger Technology Corporation | Realtime control of a drilling system using the output from combination of an earth model and a drilling process model |
WO2003089758A1 (en) * | 2002-04-19 | 2003-10-30 | Hutchinson Mark W | System and method for interpreting drilling data |
US6892812B2 (en) | 2002-05-21 | 2005-05-17 | Noble Drilling Services Inc. | Automated method and system for determining the state of well operations and performing process evaluation |
US20040010587A1 (en) * | 2002-07-09 | 2004-01-15 | Arturo Altamirano | Method and apparatus for displaying real time graphical and digital wellbore information responsive to browser initiated client requests via the internet |
US6820702B2 (en) | 2002-08-27 | 2004-11-23 | Noble Drilling Services Inc. | Automated method and system for recognizing well control events |
US20040051650A1 (en) * | 2002-09-16 | 2004-03-18 | Bryan Gonsoulin | Two way data communication with a well logging tool using a TCP-IP system |
US6885942B2 (en) * | 2003-01-09 | 2005-04-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method to detect and visualize changes in formation parameters and borehole condition |
US7044239B2 (en) * | 2003-04-25 | 2006-05-16 | Noble Corporation | System and method for automatic drilling to maintain equivalent circulating density at a preferred value |
US7676287B2 (en) * | 2004-03-03 | 2010-03-09 | Fisher-Rosemount Systems, Inc. | Configuration system and method for abnormal situation prevention in a process plant |
US7475741B2 (en) * | 2004-11-30 | 2009-01-13 | General Electric Company | Method and system for precise drilling guidance of twin wells |
US8418782B2 (en) * | 2004-11-30 | 2013-04-16 | General Electric Company | Method and system for precise drilling guidance of twin wells |
US20090120691A1 (en) * | 2004-11-30 | 2009-05-14 | General Electric Company | Systems and methods for guiding the drilling of a horizontal well |
US7526930B2 (en) * | 2005-04-22 | 2009-05-05 | Schlumberger Technology Corporation | Method system and program storage device for synchronizing displays relative to a point in time |
FI123273B (fi) * | 2005-08-30 | 2013-01-31 | Sandvik Mining & Constr Oy | Käyttöliittymä kallionporauslaitteelle |
FI119263B (fi) * | 2005-08-30 | 2008-09-15 | Sandvik Tamrock Oy | Adaptiivinen käyttöliittymä kallionporauslaitteelle |
US7403844B2 (en) * | 2005-08-31 | 2008-07-22 | Invacare Corporation | Method and apparatus for programming parameters of a power driven wheelchair for a plurality of drive settings |
US7599797B2 (en) * | 2006-02-09 | 2009-10-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method of mitigating risk of well collision in a field |
US7817061B2 (en) * | 2006-04-11 | 2010-10-19 | Xact Downhole Telemetry Inc. | Telemetry transmitter optimization using time domain reflectometry |
US7768423B2 (en) * | 2006-04-11 | 2010-08-03 | XAct Dowhole Telemetry Inc. | Telemetry transmitter optimization via inferred measured depth |
CN101600852B (zh) * | 2006-12-07 | 2013-12-11 | 坎里格钻探技术有限公司 | 基于mse的自动化钻探设备和方法 |
US7823655B2 (en) | 2007-09-21 | 2010-11-02 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Directional drilling control |
US8672055B2 (en) | 2006-12-07 | 2014-03-18 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Automated directional drilling apparatus and methods |
US11725494B2 (en) | 2006-12-07 | 2023-08-15 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Method and apparatus for automatically modifying a drilling path in response to a reversal of a predicted trend |
US20090234623A1 (en) * | 2008-03-12 | 2009-09-17 | Schlumberger Technology Corporation | Validating field data |
US8528663B2 (en) * | 2008-12-19 | 2013-09-10 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Apparatus and methods for guiding toolface orientation |
US8510081B2 (en) * | 2009-02-20 | 2013-08-13 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Drilling scorecard |
NO338750B1 (no) | 2009-03-02 | 2016-10-17 | Drilltronics Rig Systems As | Fremgangsmåte og system for automatisert styring av boreprosess |
US8170800B2 (en) | 2009-03-16 | 2012-05-01 | Verdande Technology As | Method and system for monitoring a drilling operation |
US20100252325A1 (en) * | 2009-04-02 | 2010-10-07 | National Oilwell Varco | Methods for determining mechanical specific energy for wellbore operations |
US9567843B2 (en) * | 2009-07-30 | 2017-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling methods with event detection |
MX2011013899A (es) * | 2009-07-30 | 2012-05-22 | Halliburton Energy Serv Inc | Metodos de perforacion de pozos con deteccion de eventos. |
US9528334B2 (en) * | 2009-07-30 | 2016-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling methods with automated response to event detection |
WO2013006165A1 (en) | 2011-07-05 | 2013-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling methods with automated response to event detection |
US8261855B2 (en) | 2009-11-11 | 2012-09-11 | Flanders Electric, Ltd. | Methods and systems for drilling boreholes |
CA2838339C (en) | 2011-06-14 | 2018-08-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Control system for downhole operations |
WO2013002782A1 (en) | 2011-06-29 | 2013-01-03 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for automatic weight-on-bit sensor calibration |
US10469790B2 (en) | 2011-08-31 | 2019-11-05 | Cablecam, Llc | Control system and method for an aerially moved payload system |
WO2014018003A1 (en) * | 2012-07-23 | 2014-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling methods with audio and video inputs for event detection |
US9665604B2 (en) * | 2012-07-31 | 2017-05-30 | Schlumberger Technology Corporation | Modeling and manipulation of seismic reference datum (SRD) in a collaborative petro-technical application environment |
US9290995B2 (en) | 2012-12-07 | 2016-03-22 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Drill string oscillation methods |
US10430530B2 (en) | 2012-12-14 | 2019-10-01 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling data visualization method |
US10215009B2 (en) | 2013-06-30 | 2019-02-26 | Sigurd Tjostheim | System and console for monitoring data stream quality in drilling and production operations at a well site |
WO2014138055A2 (en) | 2013-03-04 | 2014-09-12 | Fereidoun Abbassian | System and console for monitoring and managing well site operations |
US20140344301A1 (en) * | 2013-05-14 | 2014-11-20 | Chesapeake Operating, Inc. | System and method for managing drilling |
CN105143600B (zh) | 2013-05-31 | 2018-11-16 | 哈利伯顿能源服务公司 | 关于双梯度钻井的井监测、感测、控制和泥浆测井 |
US11047221B2 (en) | 2013-06-30 | 2021-06-29 | Fereidoun Abbassian | System and console for monitoring and managing well site operations |
CN105474049A (zh) * | 2013-09-03 | 2016-04-06 | 兰德马克绘图国际公司 | 井作业条形图 |
WO2015099742A1 (en) * | 2013-12-26 | 2015-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | In-line integrity checker |
US10323502B2 (en) | 2014-05-02 | 2019-06-18 | Kongsberg Oil And Gas Technologies As | System and console for monitoring and managing tripping operations at a well site |
US10436014B2 (en) | 2014-05-02 | 2019-10-08 | Kongsberg Oil And Gas Technologies As | System and console for monitoring and managing pressure testing operations at a well site |
US10301923B2 (en) * | 2014-05-02 | 2019-05-28 | Kongsberg Oil And Gas Technologies As | System and console for monitoring and managing well site drilling operations |
US10260332B2 (en) | 2014-05-02 | 2019-04-16 | Kongsberg Oil And Gas Technologies As | System and console for monitoring and managing well site operations |
US10094209B2 (en) | 2014-11-26 | 2018-10-09 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Drill pipe oscillation regime for slide drilling |
US9784035B2 (en) | 2015-02-17 | 2017-10-10 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Drill pipe oscillation regime and torque controller for slide drilling |
US10683744B2 (en) | 2015-09-01 | 2020-06-16 | Pason Systems Corp. | Method and system for detecting at least one of an influx event and a loss event during well drilling |
US10591625B2 (en) | 2016-05-13 | 2020-03-17 | Pason Systems Corp. | Method, system, and medium for controlling rate of penetration of a drill bit |
US10378282B2 (en) | 2017-03-10 | 2019-08-13 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Dynamic friction drill string oscillation systems and methods |
CA3005535A1 (en) | 2018-05-18 | 2019-11-18 | Pason Systems Corp. | Method, system, and medium for controlling rate of penetration of a drill bit |
US11086492B2 (en) * | 2019-02-13 | 2021-08-10 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and system for monitoring of drilling parameters |
CA3181921A1 (en) * | 2020-05-01 | 2021-11-04 | Schlumberger Canada Limited | User interface for providing guidance on drilling operations and dynamic reporting of relevant data |
Family Cites Families (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3802259A (en) * | 1970-11-27 | 1974-04-09 | Marathon Oil Co | Well logging method |
US4507735A (en) * | 1982-06-21 | 1985-03-26 | Trans-Texas Energy, Inc. | Method and apparatus for monitoring and controlling well drilling parameters |
US4662608A (en) * | 1984-09-24 | 1987-05-05 | Ball John W | Automatic drilling control system |
US4922423A (en) * | 1987-12-10 | 1990-05-01 | Koomey Paul C | Position and seal wear indicator for valves and blowout preventers |
US4876886A (en) * | 1988-04-04 | 1989-10-31 | Anadrill, Inc. | Method for detecting drilling events from measurement while drilling sensors |
US5142665A (en) * | 1990-02-20 | 1992-08-25 | International Business Machines Corporation | Neural network shell for application programs |
CA2024061C (en) * | 1990-08-27 | 2001-10-02 | Laurier Emile Comeau | System for drilling deviated boreholes |
DE4409862C2 (de) * | 1994-03-22 | 1997-06-05 | Siemens Ag | Zahnärztliche Einrichtung mit ein oder mehreren unterschiedlich konfigurierten Instrumenten |
US5842149A (en) * | 1996-10-22 | 1998-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop drilling system |
EP0857249B1 (en) * | 1995-10-23 | 2006-04-19 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop drilling system |
US5661658A (en) * | 1996-02-28 | 1997-08-26 | Eaton Corporation | Electrical system monitoring apparatus with programmable custom display |
-
1998
- 1998-12-02 US US09/204,384 patent/US6152246A/en not_active Expired - Lifetime
-
1999
- 1999-11-30 DE DE69932181T patent/DE69932181T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1999-11-30 BR BRPI9915931-7A patent/BR9915931B1/pt not_active IP Right Cessation
- 1999-11-30 MX MXPA01005454A patent/MXPA01005454A/es active IP Right Grant
- 1999-11-30 AT AT99961886T patent/ATE331868T1/de not_active IP Right Cessation
- 1999-11-30 WO PCT/US1999/028360 patent/WO2000032904A1/en active IP Right Grant
- 1999-11-30 AU AU18377/00A patent/AU752842B2/en not_active Ceased
- 1999-11-30 CA CA002352615A patent/CA2352615C/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-11-30 EP EP99961886A patent/EP1135577B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2001
- 2001-06-01 NO NO20012704A patent/NO322338B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
DE69932181D1 (de) | 2006-08-10 |
CA2352615A1 (en) | 2000-06-08 |
DE69932181T2 (de) | 2007-05-16 |
NO20012704D0 (no) | 2001-06-01 |
EP1135577A4 (en) | 2002-10-23 |
CA2352615C (en) | 2008-04-15 |
US6152246A (en) | 2000-11-28 |
EP1135577B1 (en) | 2006-06-28 |
BR9915931B1 (pt) | 2008-11-18 |
WO2000032904A1 (en) | 2000-06-08 |
BR9915931A (pt) | 2001-08-21 |
AU752842B2 (en) | 2002-10-03 |
EP1135577A1 (en) | 2001-09-26 |
MXPA01005454A (es) | 2004-02-17 |
ATE331868T1 (de) | 2006-07-15 |
AU1837700A (en) | 2000-06-19 |
NO20012704L (no) | 2001-08-01 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO322338B1 (no) | Fremgangsmate for overvakning av boreparametere | |
US11572779B2 (en) | Well construction management and decision support system | |
AU2011382642B2 (en) | Geological monitoring console | |
US5237539A (en) | System and method for processing and displaying well logging data during drilling | |
US6282452B1 (en) | Apparatus and method for well management | |
NO324697B1 (no) | Fremgangsmate for optimalisering av borekroneypenetreringsrate under boring | |
US20180096277A1 (en) | Method for standardized evaluation of drilling unit performance | |
CA2907557C (en) | Automated rig activity report generation | |
NO325151B1 (no) | Fremgangsmate og apparat for dynamisk prediksjonsstyring ved boring ved bruk av neurale nettverk | |
NO344381B1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for kvalitetsvurdering av data fra et borehull i undergrunnen | |
NO330510B1 (no) | Automatisert fremgangsmåte, system og dataprogram for å gjenkjenne brønnkontrollhendelser | |
NO341156B1 (no) | System, fremgangsmåte og datamaskinlesbart medium for å gjennomføre en boreoperasjon for et oljefelt | |
CA2833731A1 (en) | System and method for drilling a borehole using streaming reference data | |
US11255180B2 (en) | Robust early kick detection using real time drilling | |
US20140172303A1 (en) | Methods and systems for analyzing the quality of a wellbore | |
WO2006020106A1 (en) | Method and system for determining change in geologic formations being drilled | |
US20190078405A1 (en) | Method and apparatus for wellbore pressure control | |
US6353799B1 (en) | Method and apparatus for determining potential interfacial severity for a formation | |
Chen et al. | Valuable Cuttings-Based Petrophysic Analysis Successfully Reduces Drilling Risk in HPHT Formations |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |