NO323533B1 - Fremgangsmate og system for a optimalisere penetreringsrate under boring pa grunnlag av styringsvariabelkorrelasjon - Google Patents
Fremgangsmate og system for a optimalisere penetreringsrate under boring pa grunnlag av styringsvariabelkorrelasjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO323533B1 NO323533B1 NO20024918A NO20024918A NO323533B1 NO 323533 B1 NO323533 B1 NO 323533B1 NO 20024918 A NO20024918 A NO 20024918A NO 20024918 A NO20024918 A NO 20024918A NO 323533 B1 NO323533 B1 NO 323533B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- control variable
- value
- penetration rate
- setting
- optimal
- Prior art date
Links
- 230000035515 penetration Effects 0.000 title claims abstract description 86
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 60
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 58
- 238000003491 array Methods 0.000 claims description 9
- 238000012417 linear regression Methods 0.000 claims description 5
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 3
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 claims 2
- 230000008859 change Effects 0.000 abstract description 9
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 12
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000013642 negative control Substances 0.000 description 3
- 238000004441 surface measurement Methods 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000004064 dysfunction Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000013641 positive control Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000000611 regression analysis Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000036962 time dependent Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Paper (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
- Feedback Control In General (AREA)
- Drilling Tools (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelsen angår generelt jordboring og drilling, og mer bestemt en fremgangsmåte og et system for å optimalisere penetreirngsraten i boreoperasjoner.
Det er meget kostbart å bore hull i jorden slik som de som utføres i forbindelse med olje- og gassbrenner. Olje- og gassførende formasjoner befinner seg vanligvis flere tusen meter under jordens overflate. Som følge av dette må flere tusen meter fjell gjennombores for å nå de produserende formasjonene.
Kostnadene ved brønnboring er hovedsakelig tidsavhengig. Følgelig blir kostnadene med å fullføre brønnen lavere desto hurtigere den ønskede penetreringsdybden oppnås.
Selv om mange operasjoner er nødvendige for å bore og å fullføre en brønn, er muligens den viktigste den faktiske boringen av brønnhullet. For å oppnå den optimale fullføringstiden for en brønn, er dét nødvendig å bore med den optimale penetreringsraten. Penetreringsraten er avhengig av mange faktorer, men en hovedfaktor er vekten på borehodet. Slik det for eksempel er beskrevet i Millheim m.fl., US patent nr. 4 535 972, øker penetreringsraten med økende vekt på boret, opp til en bestemt vekt på borhodet oppnås og avtar så når ytterligere vekt tilføres borehodet. Slik er det generelt en spesiell vekt på borhodet som vil oppnå en maksimal penetreringsrate.
Produsenter av borehoder leverer informasjon med sine borhoder med hensyn til den anbefalte optimale vekt på borehodet. Penetreirngsraten er imidlertid avhengig av mange faktorer i tillegg til vekt på borehodet. Penetreringsraten er for eksempel avhengig av karakteristika ved den formasjon det bores i, borehodets rotasjonshastighet og borefluidets strømningsrate. Som følge av boringens sammensatte karakter, kan det være at en vekt på borehodet som er optimal for en gruppe betingelser ikke er optimal for en annen gruppe betingelser.
En fremgangsmåte for å bestemme en optimal penetreringsrate for en bestemt samling betingelser er kjent som "drill off test", som for eksempel er beskrevet i Bourdon, US-patent nr. 4 886 129. Ser man bort fra virkningene av veggfriksjon og hullavvik, som kan være tilstede ettersom borestrengen senkes i borehullet, er borestrengens samlede vekt båret av kroken. Borestrengen er i en viss utstrekning elastisk og strekker seg under sin egen vekt. Når borehodet kommer i kontakt med borehullets bunn overføres vekten fra kroken til borehodet, og borestrengens strekkforlengelse reduseres. I en "drill off test", påføres borehodet en vektverdi som er større enn den forventede optimale vekt på borehodet. Mens borestrengen holdes fast mot vertikalbevegelse på overflaten, roteres borehodet med den ønskede rotasjonstakt og med fluidpumper stilt til det ønskede trykk. Ettersom borehodet dreies penetrerer borehodet formasjonen. Ettersom borestrengen holdes fast mot vertikal bevegelse på overflaten, overføres vekten fra borehodet til kroken ettersom borehodet penetrerer formasjonen. Ved anvendelse av Hook's lov, slik det er beskrevet i Lubinsky's US-patent nr. 2 688 871, kan den øyeblikkelige penetreringsraten beregnes fra den øyeblikkelige endringsraten i vekt på borehodet. Ved å kurvetegne borehodets penetreringsrate som funksjon av vekt på borehodet under "drill off test" (avboringsprøve), kan den optimale vekt på borehodet bestemmes. Etter avboringstesten forsøker boreren å opprettholde vekten på borehodet ved denne optimale verdien.
Et problem med å anvende en avboringsprøve for å bestemme en optimal vekt på borehodet er at avboringsprøven frembringer en statisk verdi for vekten på borehodet som er gyldig kun for den bestemte samling betingelser som er tilstede under prøven. Borebetingelsene er sammensatte og dynamiske. Over et tidsforløp endrer betingelsene seg. Ettersom betingelsene endrer seg kan det være at vekten på borehodet som er bestemt i avboringsprøven ikke lenger er optimal.
Et annet problem er at det kan forekomme vesentlig friksjon mellom borerøret eller boremansjertene og borehullets vegg. Virkning av denne friksjonen er at den bærer noe av strengens vekt og får den tilsynelatende vekt på borehodet som blir bestemt fra overflatemålinger til å fremstå som høyere enn den faktiske vekt på borehodet. Borehullveggen og rørfriksjonsproblemet forsterkes i hull med store avvik i hvilke de lange deler av borerøret ligger på og bæres av veggen til et nært horisontalt borehull. I høyfriksjonsmiljø har røret en tilbøyelighet til å sette seg fast ved forskjellige dybder, som gir en virkning som at kroken kobles fra borehodet. Slik er boreren mindre i stand til å styre vekten på borehodet mens det bores. Mens det er vekten som bevirker borehodets penetrering av jorden, er det i høyfriksjonsmiljøer vanskelig å fastslå den faktiske vekt på borehodet på grunnlag av overflatemålinger.
US patent nr. 6,026,912 beskriver en fremgangsmåte og et system for å optimalisere borekronens penetreringsrate på grunnlag av målte forhold. Etterhvert som de målte forholdene endrer seg under boring oppdaterer fremgangsmåten bestemmelsen av den optimale vekt på borehodet.
US patent nr. 4,195,699 beskriver en søkemetode for å optimalisere penetreirngsraten til et bor inn i et gitt medium på grunnlag av de to boreparameterene aksialkraft og rotasjonshastighet. Forutinnstilte basisverdier for begge parametere innmates til borestyringsmekanismen ved prosessens begynnelse. Deretter, på grunnlag av avlesninger fra en automatisk penetreringsratekalkulator, blir det på automatisk vis gjort inkrementelle endringer av en av parameterene mens den andre holdes konstant, inntil en maksimalisert penetreringsrate er etablert. Deretter endres den andre parameteren som tidligere ble holdt konstant, inntil en ny, maksimalisert penetreringsrate er funnet.
US patent nr. 6,021,377 tilveiebringer et system med sensorer for levering av signaler som angår borestrengen og formasjonsparametere, som er i stand til å beregne dysfunksjoner som angår boreoperasjoner og å utføre den korrigerende handling som kreves for å lindre slike dysfunksjoner.
Det er derfor en hensikt med den foreliggende oppfinnelsen å tilveiebringe en fremgangsmåte og et system for å tilveiebringe, dynamisk og i sanntid, en optimal penetreringsrate for en bestemt samling betingelser.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en femgangsmåte for å optimalisere et borehodes penetreringsrate under boring, kjennetegnet ved de trekk som fremgår av det vedfølgende patentkrav 1.
Ytterligere, fordelaktige trekk ved foreliggende oppfinnelses femgangsmåte for å optimalisere et borehodes penetreringsrate under boring fremgår av de vedfølgende patentkravene 2 til og med 22.
Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer en fremgangsmåte til, og et system for å optimalisere borehodets penetreringsrate mens det bores. Fremgangsmåten innsamler hovedsakelig kontinuerlig borehodets penetreringsrate, vekten på borehodet, pumpetrykk eller standrørtrykk, og rotasjonsdreiemomentdata under boring. Fremgangsmåten lagrer borehodets penetreirngsrate, vekten på borehodet, trykk og dreiemomentdata i respektive dataoppstillinger. Periodisk utfører fremgangsmåten en lineær regresjon av dataene i hver av dataoppstillingene méd borehodets penetreringsrate som en responsvariabel og henholdsvis vekt på borehodet, trykk og dreiemoment, som forklaringsvariabler for å frembringe stigningskoeffisienter for vekt på borehodet, trykk og dreiemoment. Fremgangsmåten beregner også korrelasjonskoeffisienter for slektskapet mellom penetreringsrate henholdsvis vekt på borehodet, trykk og dreiemoment. Fremgangsmåten velger så boreparameteren, dvs. vekt på borehodet, trykk eller moment, som har den sterkeste korrelasjon med penetreringsraten som styringsvariabelen.
Fremgangsmåten leter periodisk i dataoppstillingen etter styringsvariabelen for å bestemme en maksimal penetreringsrate. Letedybden i dataoppstillingen er avhengig av verdien til styringsvariabelens stigningskoeffisient. Desto mer positiv styringsvariabelens stigningskoeffisient er Jo større er dybden av letingen i dataoppstillingen. Hvis styringsvariabelens stigningskoeffisient er sterkt negativ, leter fremgangsmåten kun en kort avstand inn i dataoppstillingen.
Fremgangsmåten baserer bestemmelsen av den optimale styringsvariabelen på et valgt antall styringsvairabelverdier som er assosiert med penetreringsmaksimalratene innenfor letedybden og styringsvariabelens helningskoeffisient. Det valgte antallet er avhengig av letingens dybde. Generelt gjelder at jo større letedybden er, desto større er det valgte antallet Hvis det valgte antallet er større enn 1, så finner fremgangsmåten et gjennomsnitt av de valgte styringsvariabelverdiene for å oppnå en gjennomsnittsverdi. Hvis styringsvariabelens helningskoeffisient er i et valgt område nær null, innstiller fremgangsmåten den optimale styringsvariabelverdien til gjennomsnittsstyringsvariabelverdien. Hvis styringsvariabelens helningskoeffisient er større enn en valgt positiv verdi, innstiller fremgangsmåten den optimale styringsvairabelverdien til gjennomsnittsstyringsvariabelverdien pluss et valgt inkrement. Hvis styringsvariabelhelningskoeffisienten er mindre enn en valgt negativ verdi, innstiller fremgangsmåten den optimale styringsvairabelverdien til verdien for vekten på borehodet minus et valgt inkrement.
I det følgende gis en kort beskrivelse av tegningene.
Fig. 1 er en billedlig illustrasjon av en rotasjonsborerigg.
Fig. 2 er et blokkskjema for et system i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen. Fig. 3 er en illustrasjon av en skjermfremvisning i samsvar med den foreliggende
oppfinnelsen.
Fig. 4 er et flytskjema for datainnsamling og -generering i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen. Fig. 5 er et flytskjema for en fremvisningsprosessering i samsvar med den foreliggende
oppfinnelsen.
Fig. 6A-6C innbefatter et flytskjema for en boremodellkonstruksjon og
penetreringsrateprosessering i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen.
Fig. 7 A-7C illustrerer dataoppstillinger i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen.
I det følgende gis en beskrivelse av en foretrukket legemliggjøring.
Det henvises nå til tegningene, og først til figur 1, som viser en borerigg angitt generelt med henvisningstallet 11. Riggen 11 i figur 1 er skildret som en landrigg. Fagpersoner innenfor relevante teknikker vil imidlertid forstå at oppfinnelsens fremgangsmåte og systemer vil ha lik anvendelse for rigger som ikke står på land, slik som oppjekkingsrigger, halvnedsenkbare, boreskip og likende. Selv om en konvensjonell rotasjonsrigg er illustrert, vil fagfolk på området også forstå at den foreliggende oppfinnelsen er gyldig for andre boreteknologier, slik som enheter med toppdrevne rotasjonssystemer, kraftsvivel, nedihullsmotor, kveilerørsenheter og liknende.
Riggen 11 innbefatter en mast 13 som bæres på bakken over riggulvet 15. Riggen 11 innbefatter løfteutstyr, som inkluderer en kroneblokk 17 som er festet til masten 13 og en løpeblokk 19. Kroneblokken 17 og løpeblokken 19 er sammenkoblet ved hjelp av en kabel 21 som drives av trekkverk 23 for å styre oppadrettet og nedadrettet bevegelse av løpeblokken 19. Løpeblokken 19 bærer en krok 25 hvorfra en svivel 27 er opphengt. Svivelen 27 bærer en kelly 29, som i sin tur bærer en borestreng, generelt angitt ved henvisningstallet 31 i et borehull 33. Borestrengen 31 innbefatter flere sammenkoblede seksjoner av borerør 35 en bunnhullsammenstilling (BHA) 37, som innbefatter stabilisatorer, vektrør, instrumenter for måling under boring (MWD) og liknende. Et rotasjonsborehode 41 er koblet til bunnen av BHA 37.
Borefluid leveres til borestrengen 31 ved hjelp av slampumper 43 gjennom en slamslange 45 som er koblet til svivelen 27. Borestrengen 31 roteres i borehullet 33 ved hjelp av dreiebordets 47 virkning som er dreibart båret på riggulvet 15 og i ikke-roterende inngrep med kelly 29.
Boring oppnås ved å tilføre vekt på borehodet 41 og å dreie borestrengen 31 med kelly 29 og dreiebordet 47. Sponet som frembringes ettersom borehodet 41 borer seg inn i jorden transporteres ut av borehullet 33 ved hjelp av boreslam som tilføres av slampumper 43.
Penetreringsraten under boring er en funksjon av vekten på borehodet. Generelt øker penetreringsraten med økende vekt på borehodet opp til en maksimal penetreringsrate for et bestemt borehode og boremiljø. Ytterligere øket vekt på borehodet utover den vekt som svarer til den maksimale penetreringsrate fører til en redusert penetreringsrate. Slik er det en optimal vekt på borehodet for ethvert bestemt borehode og boremiljø.
Slik det er velkjent for en fagperson i teknikken, er borestrengens 31 vekt hovedsakelig større enn den optimale vekt på borehodet for boring. Følgelig holdes borestrengen 31, under boring, i strekk over det meste av sin lengde over BHA 37. Vekten på borehodet er lik vekten av strengen 31 i boreslammet ved fradrag av den vekt som er hengt opp ved hjelp av kroken 25, og enhver vekt som bæres av veggen til borehullet 33.
Det henvises nå til figur 2 der det er vist et blokkskjema for et foretrukket system i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen. Systemet innbefatter en krokvektsensor 51. Krokvektsensorer er velkjent teknikk. De innbefatter digitale belastningsmålere eller liknende, som frembringer en digital vektverdi ved en passende punktprøvingstakt, som i den foretrukne legemliggjøringen er fem ganger pr. sekund, selv om andre punktprøvingstakter kan anvendes. Vanligvis er en krokvektsensor festet til den statiske linjen (ikke vist) i kabelen 21 i figur 1.
Vekten på borehodet kan beregnes ved hjelp av krokvektsensoren. Ettersom borestrengen 31 senkes inn i hullet forut for borehodets 41 kontakt med hullets bunn, er vekten på kroken, som målt ved hjelp av krokvektsensoren, lik vekten av strengen 31 i boreslammet. Borestrengen 31 er i en viss utstrekning elastisk. Slik strekker borestrengen 31 seg under sin egen vekt ettersom den er hengt opp i borehullet 33. Når borehodet 41 kommer i kontakt med borehullets 33 bunn, reduseres strekket og vekten overføres fra kroken 25 til borehodet 41.
Boreren påfører vekt til borehodet 41 virkningsmessig ved å styre krokens 25 høyde eller posisjon i masten 13. Boreren styrer krokens 25 posisjon ved å betjene en brems for å styre utmating av kabel fra heiseverket 23. Idet det henvises til figur 2 innbefatter den foreliggende oppfinnelsens system en krokhastighet-/posisjonssensor 53. Krokhastighetssensorer er velkjente for de som er fagkyndige i relevant teknikk. Et eksempel på en krokhastighetssensor er en rotasjonssensor som er koblet til kroneblokken 17. En rotasjonssensor frembringer en digital angivelse for størrelsen og retningen av kroneblokkens 17 rotasjon ved den ønskede punktprøvingstakten. Kabelens 21 retning og lineære vandring kan beregnes fra krokposisjonssenorens utgang. Bevegelseshastigheten og posisjonen til løpeblokken 19 og kroken 25 kan enkelt beregnes på grunnlag av den lineære hastigheten til kabelen 21 og det antall kabler som forefinnes mellom kroneblokken 17 og løpeblokken 19.
På det vis som er velkjent for fagkyndige innenfor den relevante teknikk, kan penetreringsraten (PER) av boreholdet 41 beregnes på grunnlag av krokens 25 vandringsrate og krokvektens endringstakt med hensyn på tiden. Mer bestemt er BOR_PER=KROK_PER+ A (dF/dT), hvor BOR_PER representerer borehodets øyeblikkelige penetreringsrate, KROK_PER representerer krokens 25 øyeblikkelige hastighet, A representerer borestrengens 31 tilsynelatende rigiditet, og dF/dT representerer den førstederiverte med hensyn på tid av vekten på kroken.
Selv om borehodets penetreringsrate i førte rekke er en funksjon av vekten på borehodet, kan det i høyfriksjonsmiljøer eller ved sterkt avbøyde hull være svært vanskelig å bestemme den faktiske vekt på borehodet ut fra overflatemålingene av vekt på kroken og krokens hastighet som beskrevet over. Man har imidlertid oppdaget at det er et vesentlig slektskap mellom vekten på borehodet og pumpetrykk og rotasjonsmoment. Generelt gjelder at ettersom vekten på borehodet øker, øker også pumpetrykket og rotasjonsmomentet. Således kan, i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen, vekten på borehodet utledes fra pumpetrykk og rotasjonsmoment. I samsvar med den foreliggende oppfinnelsen kan i tillegg, i situasjoner hvor nøyaktig bestemmelse av vekt på boreholdet ikke er mulig, den optimale penetreirngsraten bestemmes med hensyn til pumpetrykk og rotasjonsmoment. Følgelig overvåker den foreliggende oppfinnelsens system rotasjonsmoment og pumpe- eller standrørtrykk, i tillegg til krokvekt og krokhastighet/-posisjon.
Som vist i figur 2 innbefatter den foreliggende oppfinnelsens system en momentsensor 55, som måler størrelsen på det moment som påføres borestrengen 55 under rotasjon. Momentets dimensjon er kraft multiplisert med avstand. Således uttrykkes vanligvis moment i fot-pund, Newtonmeter eller liknende. Imidlertid angis i elektriske rigger moment vanligvis ved å måle den strømmen som trekkes av motoren som driver dreiebordet eller det toppdrevne rotasjonssystemet. I mekaniske rigger måler momentsensoren strekket i dreiebordsdrivkjedet. Fagkyndige i teknikken vil kjenne til andre momentmålingsarrangementer eller momentindikasjonsarrangementer. Den foreliggende oppfinnelsens system innbefatter også en pumpetrykksensor 57.
I figur 2 frembringer hver sensor 51-57 en digital utgang ved den ønskede punktprøvingstakten, som mottas hos en prosessor 58. Prosessoren 58 er programmert i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen til å prosessere data som blir mottatt fra sensorene 51-57. Prosessoren 58 mottar brukerinnmatninger frabrukerinnmatings-innretninger, slik som et tastatur 59. Andre bnikerinnmatingsinnretninger slik som berøringsskj ermer, tastaturer og lignende kan også anvendes. Prosessoren 58 tilveiebringer synlige utmatninger til en fremvisningsenhet 60. Prosessoren 58 kan også tilveiebringe utmatninger til en automatisk borer 61, slik det vil bli forklart i nærmere detalj i det heri etterfølgende.
Det henvises nå til figur 3, hvor det vises en display-skjerm i samsvar med den foreliggende oppfinnelse som er angitt ved henvisningstallet 63. Display-skjermen 63 innbefatter et målstyringsvariabel-display 65 og et nåstyringsvariabel-dtsplay 67. Styringsvariablene hos displayene 65 og 67 kan være vekten på borehodet, trykk eller moment. Slik det vil bli forklart i nærmere detalj i det heri etterfølgende, fremviser systemet den styringsvariabelen (vekt på borehodet, trykk eller moment) som har den nærmeste korrelasjon med penetreringsraten. I samsvar med den foreliggende oppfinnelsen beregnes en målstyringsvariabel for å oppnå den ønskede penetreringsraten. Målstyringsvairabeldisplayet 65 fremviser målstyringsvariabelen som er beregnet i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen. Nåstyringsvariabel-displayet 67 fremviser den faktiske aktuelle styringsvariabelen.
Slik det vil bli forklart i detalj i det etterfølgende, konstruerer den foreliggende oppfinnelsens fremgangsmåtesystem matematiske modeller for de respektive slektskap mellom styringsvariablene borehodevekt, trykk og moment, og penetreringsraten for det gjeldende boremiljøet. Den matematiske modellen bygges på grunnlag av data som oppnås fra sensorene 53-57. Den foreliggende oppfinnelses fremgangsmåte velger den styringsvariabel som har den beste korrelasjon med penetreringsraten. Den foreliggende oppfinnelsen beregner, på grunnlag av den valgte modellen, en målstyringsverdi, som fremvises i målstyringsvairabel-displayet 65. Den foreliggende oppfinnelsens system oppdaterer kontinuerlig modellen for å reflektere de gjeldende borebetingelsene.
I henhold til et aspekt ved den foreliggende oppfinnelsen, forsøker en borer å få den verdien som er fremvist i nåvariabel-displayet 67 til å falle sammen med den verdien som fremvises i målevariabel-displayet 65 ved å styre bremsen på heisverket. Hvis styringsvariabelen er vekten på borehodet, øker boreren vekten på borehodet ved å utmate kabel; boreren reduserer vekten på borehodet ved å stanse heisverket og å tillate at vekten på borehodet blir boret av. Ettersom økninger i vekt på borehodet reflekteres i økninger i trykk og moment, øker boreren trykket eller momentet også ved å utmate kabel. Slik utmater boreren kabel hvis nåverdien er mindre enn måleverdien, og stanser kabelen hvis nåverdien er større enn måleverdien, uansett styringsvariabel. Selv om målstyringsvariablene og nåstyringsvariablene fremvises numerisk i legemliggjøringen i figur 3, kan disse variablene også bli fremvist grafisk, ved hjelp av overlagrede traser, eller liknende. I begge tilfeller forsøker boreren å få nåverdien til å falle sammen med måleverdien.
I henhold til et annet aspekt ved den foreliggende oppfinnelsen,, kan boreren vende styringen over til automatisk borer 61. Hvis boreren har vendt styringen over til den automatiske boreren 61, fortsetter boreren å overvåke displayet 63.
Hvis modellen blir ugyldig, så vil det ble fremvist et flagg 69. Flagget 69 angir at modellen ikke lenger er sammenfallende med det gjeldende boremiljøet. Følgelig angir flagget 69 at boremiljøet har endret seg. Endringen kan være en normal litologisk overgang fra en bergtype til en annen eller endringen kan angi en nødtilstand eller en mulig katastrofetilstand. Når flagget 69 fremvises varsles boreren om endringen i tilstandene.
Display-skj eimen 63 fremviser også en bevegelig kurvetegning 71 av penetreringsraten. Målpenetreringsraten angis i kurvetegningen 71 ved hjelp av kvadrater 73 og den faktiske penetreringsraten angis ved hjelp av triangler 75. Ved å få nåstyringsvariabelen til å bli sammenfallende med målstyringsvariabelen, vil kurvetegningen av den faktiske penetreringsraten, som angitt ved trekantene 75, være nært sammenfallende med kurvetegningen av målpenetreirngsraten, som er angitt ved hjelp av kvadrater 73.
Nå henvises det til figurene 4-6, hvor det vises flytskjema av prosessering i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen. I den foretrukne legemliggjøringen kjører tre adskilte prosessorer i et multioppgavekjøringsmiljø. Det henvises til figur 4 hvor det vises et flytskjema av datainnsamlingsprosessen og datagenereringsprosessen i den foreliggende oppfinnelsen. Systemet mottar punktprøver av krokvektverdiene, krokpenetreirngsverdier (PER), momentverdier og trykkverdier fra sensorene 51-57, ved blokk 77. Den foretrukne punktprøvingstakten er fem ganger pr. sekund. I blokk 79 beregner systemet gjennomsnittlig borehodevekt, borehodepenetreringsrate (BOR_PER), moment og trykk over et valgt tidsrom, som i den foretrukne legemliggjøringen er fem sekunder. Så lagrer systemet den gjennomsnittlige borehodevekt, BOR_PER, moment, og trykk med en tidsverdi i blokk 81, og går tilbake til blokk 77.
Det henvises så til figur 5, der det vises displayprosessering i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen. I blokk 83 fremviser systemet den gjeldende gjennomsnittlige styringsvariabelverdien som beregnes i blokk 79 i figur 4.1 blokk 85 fremviser systemet den gjeldende gjennomsnittlige borehode-PER, som også beregnes i blokk 79 i figur 4.1 blokk 87 fremviser systemet en mål-borehode-PER. Mål-borehode-PER er basert på det som har blitt observert og på de som er mulig under de gjeldende betingelser. I blokk 89 fremviser systemet den gjeldende målstyringsvariabelen. Den gjeldende målstyringsvariabelen er en beregnet verdi, hvis beregning vil bli forklart i detalj i det følgende.
Systemet undersøker i beslutningsblokken 91 om et flagg er innstilt til null. Som det vil bli beskrevet i detalj i det etterfølgende innstilles flagget til én når en observert borehodepenetreringsrate ikke passer modellen. Hvis flagget ikke er lik null ved beslutningsblokken 91, fremviser systemet flagget (flagg 69 i figur 3) i blokk 93, og prosesseringen fortsetter i blokk 83. Hvis flagget er stilt til null i beslutningsblokken 91, går display-prosesseringen tilbake til blokk 83.
Det henvises nå til figur 6 og spesielt til figur 6A, der det vises et flytskjema av byggingen av boremodellene og beregning av målpenetreirngsraten og styring i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen. I den foretrukne legemliggjøringen utføres prosesseringen i figur 4 en gang hvert femte sekund. Først renser systemet data som er lagret i henhold til figur 4-prosessering og uinfyller passende dataoppstillinger i blokk 95. Datarensing innebærer å fjerne nullverdier og uteliggere fra dataene. De rensede data lagres i dataoppstillinger som illustrert i figurene 7A-7C.
Med henvisning til figurene 7A-7C, innbefatter hver dataoppstilling en indekskolonne 99, en styringsvairabelkolonne 101 og en borehode-PER (BOR_PER (t))-kolonne 103. Styringsvariabelkolonnen 101 i figurene 7A-7C rommer vekt på borehodet (BOR__VE(t)) uttrykt i kilopund, trykk (TRYK (f)) uttrykt i pund pr. kvadrattomme og moment (MOME (t)) uttrykt i amper. Kolonnene 99-103 er fylt med data fra datarensingstrinnet 95 i figur 6A. Dataoppstillingene i figurene 7A-7C inkluderer også en kolonne 105 med forsinket borehode-PER (BORJPER (t-1)). I den foretrukne legemliggjøringen kan hver av dataoppsti Ilingene i figurene 7A-7C holde opptil tretti posteringer. Således rommer dataoppstillingene data for minst to og et halvt minutt boring.
Etter fylling av dataoppstillingene med rensede data i blokk 95, utfører systemet multilineær regresjonsanalyse på disse data i hver av dataoppstillingene, i blokk 97. Fremgangsmåten anvender BOR_PER (t) som responsvariabelen og BOR_PER (t-1) henholdsvis BOR_VE (t), TRYK (t) og MOME (t), som forklaringsvariablene. Multippel lineærregresjon er en velkjent teknikk og verktøy for å utføre multilineær regresjon tilveiebringes i kommersielt tilgjengelige regnearkprogrammer, slik som for eksempel Microsoft® Exel® og Corel® Quattro Pro®, eller andre hyllevarestatistikk-programvarepakker. Multippel lineærregresjon frembringer den matematiske modellen for boremiljøet, som er en likning på formen: (1) BOR.PER (t) = a + føBORJPER (t-1) + føSTYRINGS_VARIABEL (t), hvor a er skjæringspunktet, pi er den etterslepne BOR_PER-heIningskoeffisienten og fø er den tilhørende STYRINGS^VARIABEL-helningskoefTisienten. Igjen er STYRINGS-_VARIABEL'en BOR_VE (t), TRYK (t) eller MOME (t).
Etter at systemet har utført multilineær regresjon i blokk 97, beregner systemet korrelasjonskoeffisientene for parametrene BOR_VE, TRYK og MOME, og velger den parameteren som har den største absoluttverdi-korrelasjonskoeffisienten r som styringsvariabelen SV i blokk 98. Som velkjent for fagkyndige, er en korrelasjonskoeffisient r et tall som er lik eller større enn -1 og lik eller mindre enn +1. Hvis r = +1 foreligger en perfekt positiv korrelasjon og alle punktene i distribusjonen ligger på en linje med en positiv helning. Hvis r = -1, foreligger en perfekt negativ korrelasjon, og alle punktene i distribusjonen ligger på en linje hvis helning er negativ. Korrelasjonskoeffisienten kan beregnes ved hjelp av likningen:
hvor Sx og Sy er de respektive punktprøvestandardavvik for observasjonene x og y.
Etter at systemet har bestemt den styringsvariabelen SV som var den største absoluttverdi-korrelasjonskoeffisienten i blokk 98, leter systemet etter en mulig optimal styringsvariabel SV på grunnlag av den egnede helningskoeffisienten fø. Helningskoeffisienten fø representerer helningen til linjen i hyperplanet som knytter styringsvariabelen SV til borehodets penetreringsrate. I området rundt den optimale styringsvariabelen er helningen fø omtrent lik null.
Således er den foreliggende oppfinnelses mål å bore slik at styringsvariabelhelningskoeffisienten fø er nær null. Imidlertid skal en negativ styringsvariabelhelningskoeffisient p2 unngås. Jo større styringsvariabelhelningskoeffisienten p2 er, desto lenger inn i den riktige dataoppstillingen leter systemet for å finne en mulig optimal styringsvariabel.
Ved beslutningsblokken 99 undersøker systemet om styringsvariabelhelningskoeffisienten fø er sterkt negativ, som i den foretrukne legemliggjøringen er mindre enn negativt 0,5. Hvis dette er tilfelle innstiller systemet ved blokk 101 den maksimale dataoppstillingssøkedybden til én. Systemet innstiller så styringsvariabelen SV lik SV (t) som svarer til den maksimale BOR_PER (t)-verdien i letedybden i blokk 103. Ettersom letedybden er én, foreligger kun en SV-kandidat. Hvis styringsvariabelhelningskoeffisienten fø ikke er sterkt negativt undersøker systemet i beslutningsblokken 105 om styringsvariabelhelningskoeffisienten fø er svakt negativ, som i den foretrukne legemliggjøringen er mellom null og negativ 0,5. Hvis dette er tilfelle innstiller systemet i blokk 107 den maksimale dataoppstillingsletedybden lik 5. Hvis dette ikke er tilfelle undersøker systemet i beslutningsblokk 109 om styringsvariabelhelningskoeffisienten fø er svakt til moderat positiv, som i den foretrukne legemliggjøringen er mellom null og en. Hvis dette er tilfelle innstiller systemet i blokk 111 den maksimale dataoppstillingsletedybden lik 10. Hvis dette ikke er tilfelle, hvilket angir at styringsvariabelhelningskoeffisienten fø er sterkt positiv, innstiller systemet i blokk 113 den maksimale dataoppstillingsletedybden lik 15.1 blokk 115 anvender systemet så den maksimale dataoppstillingsletedybden som er innstilt i blokkene 107, 111 eller 113, for å finne den indeks som har de fire høyeste BOR_PER (t)-verdiene. Systemet innstiller så i blokk 117 styringsvariabelen SV lik den gjennomsnittlige SV (t) for de fire høyeste BOR_PER (t)-verdiene.
Systemet anvender så den SV-verdien som ble bestemt i blokk 103 eller blokk 117 for å bestemme en målstyringsvariabel MÅL_SV på grunnlag av styringsvariabelhelningskoeffisienten fø- Med henvisning til figur 6B undersøker systemet i beslutningsblokken 119 om styringsvariabelhelningskoeffisienten fø er større enn en positiv styringsvariabelinkrementbestemmer. Inkrementbestemmeren velges for å holde styringsvariabelhelningskoefflsienten fø i et område nær null. I den foretrukne legemliggjøringen er inkrementbestemmeren 0,15. Hvis styringsvariabelhelningskoeffisienten p2 er større enn inkrementbestemmeren, innstiller systemet i blokk 121 målstyringsvariabelen MÅL_SV lik den SV som ble bestemt i blokkene 103 eller 117 pluss en passende styringsvariabelinkrementverdi SV_INK_VERDI. I den foretrukne legemliggjøringen, og hvor styringsvariabelen er vekten på borehodet, er vekt-på-borehodet-inkrementet VPB_INK_VERDI lik ett tusen pund. Hvis styringsvariabelhelningskoeffisienten fø ikke er større enn inkrementbestemmeren, undersøker systemet i beslutningsblokk 123 om SV-helningskoeffisienten fø er mindre (mer negativ) enn den negative styringsvariabelinkrementbesternmeren. Hvis dette er tilfelle innstiller systemet i blokk 125 målstyringsvariabelen MÅL_SV lik den SV som ble bestemt i blokkene 103 eller 117 minus styringsvariabelinkrementverdien SV_INK_VERDI. Hvis SV-helningskoeffisienten fø er mellom den positive styringsvariabelinkrementbestemmeren og den negative styringsvariabelinkrementbestemmeren, innstiller systemet i blokk 127 MÅL_SV lik den SV som ble bestemt i blokkene 103 eller 117.
Målstyringsvariabelen som ble bestemt i blokkene 121,125 eller 127, kan være større enn en forhåndsbestilt styringsvariabelgrense SV_GRENS. SV_GRENS innstilles i henhold til tekniske og mekaniske vurderinger. Ved beslutningsblokken 129 undersøker systemet om MÅL_SV er større enn SV_GRENS. Hvis dette er tilfelle innstiller systemet i blokk 131 MÅL-SV lik denne SV-GRENS.
Nå henvises det til figur 6C, hvor systemet, etter å bestemme MÅL-SV, i blokk 133 beregner en målpenetreringsrate MÅLJPER på grunnlag av MÅL-SV og modellen i likning (1). Det foreligger tekniske grunner for å begrense penetreringsraten. For eksempel kan borefluidsystemet være i stand til å fjerne spon ved en bestemt takt. Boring over en bestemt penetreringsrate kan frembringe spon ved en takt som er større enn fluidsystemets mulighet til å fjerne dem. Følgelig foreligger i den foreliggende oppfinnelsen en forutinnstilt penetreringsrategrense PER-GRENS. PER-GRENS kan være den teoretiske maksimale penetreirngsraten eller en prosentandel, som for eksempel 95%, av det teoretiske maksimum. Systemet undersøker i blokk 135 om MÅLJPER er større enn PER_GRENS. Hvis dette ikke er tilfelle innstiller systemet i blokk 137 denne MÅL_PER lik den beregnede MÅL_PER. Hvis den beregnede MÅL_PER er større enn PER_GRENS, så innstiller i blokk 139 systemet MÅLJPER lik PER_GRENS. Systemet beregner så en MÅL_SV på grunnlag av denne PER_GRENS og modellen i likning (1) i blokk 141, og undersøker i beslutningsblokken 143 om den MÅL_SV som blir beregnet i blokk 141 er større enn SV_GRENS. Hvis dette er tilfelle innstiller i blokk 145 systemet MÅL_SV lik denne SVJ3RENS.
Etter fullføring av trinnene 137 eller 145, beregner systemet i blokk 147 en forutsagt
BORJPER (t) og konfidensintervallet. Den prognostiserte BOR_PER (t) beregnes ved å løse likning (1) for den faktiske gjeldende styringsvariabelen SV (t) og BOR_PER (t-1). Systemet undersøker i beslutningsblokken 149 om den gjeldende BOR_PER er innenfor konfidensintervallet. Hvis dette er tilfelle innstiller systemet flagget til null i blokk 151 og prosesseringen går tilbake til blokk 95 i figur 6 A. Hvis i beslutningsblokken 149 den gjeldende BORJPER ikke er innenfor konfidensintervallet, innstiller systemet flagget til 1 i blokk 153.
Fra det før nevnte kan man se at den foreliggende oppfinnelsen er vel tilpasset til å overvinne manglene ved den tidligere kjente teknikken. Systemet bestemmer en styringsvariabel som er best korrelert med penetreirngsraten i det gjeldende boremiljøet. Systemet danner en matematisk modell av sammenhengen mellom styringsvariabelen og penetreirngsraten for det gjeldende boremiljøet. Systemet oppdaterer kontinuerlig den matematiske modellen for å reflektere endringer i boremiljøet. Systemet anvender en boremodell for å bestemme en målstyringsvariabel for å frembringe en optimal penetreringsrate. Boreren forsøker å få den faktiske styringsvariabelen til å falle sammen med målstyringsvariabelverdien, og derved optimalisere penetreringsraten.
Claims (22)
1.
Fremgangsmåte for å optimalisere et borehodes (14) penetreringsrate under boring, karakterisert ved at fremgangsmåten innbefatter trinnene: å innsamle (77-81,95) hovedsakelig kontinuerlig borehodets (14) penetreringsrate (53) og data for flere boreparametere (51,52,57) under boringen, å bestemme (98) periodisk en styringsvariabel under boringen, hvilken styringsvariabel er den av boreparametrene (51,52,57) som er best korrelert med penetreringsraten, å bestemme (97,99-117; 119-131) periodisk en optimalverdi for styringsvariabelen for å oppnå en optimal penetreringsrate, og å forsøke opprettholdelse av styringsvariabelen ved den optimale verdien.
2.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor trinnet med å bestemme den optimale verdien inkluderer trinnet: periodisk å utføre (97) lineær regresjon med borehodets (14) penetreringsrate som en responsvariabel og styringsvariabelen som en forklaringsvariabel for å fremstille en styringsvariabelhelningskoeffisient, å lete (110,113-115) periodisk i dataene for å bestemme minst ett penetreringsratemaksimum, og å stille inn (121,125,127,131; 103,117) den optimale verdien på grunnlag av det minst ene penetreringsratemaksimum (119,123,129) og styringsvariabelhelningskoeffisienten (99-101,105-115).
3.
Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvor trinnet med å stille inn den optimale verdien innbefatter trinnet: å stille inn optimalverdien til den styringsvariabelverdien som er assosiert med det minst ene penetreringsratemaksimum i dataene hvis styringsvariabelhelningskoeffisienten er i et valgt område nær null.
4.
Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvor trinnet med å stille inn en optimal verdi innbefatter trinnet: å stille inn den optimale verdien til den styringsvariabelverdien som er assosiert med det minst ene penetreringsratemaksimum i dataene pluss et valgt inkrement hvis styringsvariabelhelningskoeffisienten er større enn en valgt positiv verdi.
5.
Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvor trinnet med å stille inn en optimalverdi innbefatter trinnet: å stille inn den optimale verdien til den styringsvariabelverdien som er assosiert med det minst ene penetreringsratemaksimum i dataene minus et valgt inkrement hvis styringsvariabelhelningskoeffisienten er mindre enn en valgt negativ verdi.
6.
Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvor trinnet med å lete periodisk i dataene innbefatter trinnene: å bestemme en letedybde (99,101;109,113) på grunnlag av styringsvariabelhelningskoeffisienten, og å lete i dataene til letedybden.
7.
Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvor trinnet med periodisk å lete i dataene innbefatter trinnet å bestemme et valgt antall penetreringsratemaksima innenfor letedybden.
8.
Fremgangsmåte ifølge krav 7, innbefattende trinnene: å bestemme den styringsvairabelverdien som er assosiert i oppstillingen med hvert av de valgte penetreringsratemaksima innenfor letedybden, og å midle de styringsvariabler som er assosiert med de valgte penetreringsratemaksima for å bestemme en gjennomsnittlig styringsvariabelverdi.
9.
Fremgangsmåte ifølge krav 8, hvor trinnet å stille inn en optimal styringsvairabelverdi innbefatter trinnet å stille inn den optimale styringsvariabelen til den gjennomsnittlige styringsvairabelverdien hvis styringsvariabelhelningskoeffisienten er i et valgt område nær null.
10.
Fremgangsmåte ifølge krav 8, hvor trinnet å stille inn en optimal styringsvariabelverdi innbefatter trinnet å stille inn den optimale styringsvariabelverdien til den gjennomsnittlige styringsvariabelverdien pluss et valgt inkrement hvis styringsvariabelhelningskoeffisienten er større enn en valgt positiv verdi.
11.
Fremgangsmåte ifølge krav 8, hvor trinnet å stille inn en optimal styringsvariabelverdi innbefatter trinnet å stille inn den optimale styringsvariabelverdien til den styringsvariabelverdien som er assosiert med den gjennomsnittlige styringsvariabelverdien minus et valgt inkrement hvis styringsvariabelhelningskoeffisienten er mindre enn en valgt negativ verdi.
12.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor boreparametrene innbefatter vekten på borehodet, trykk og moment.
13.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor trinnet å bestemme periodisk styringsvariabelen innbefatter trinnet å beregne en korrelasjonskoeffisient for hver av boreparametrene.
14.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre innbefattende trinnene: å lagre (81) innsamlede data for penetreringsrate og boreparametere i flere dataoppstillinger, å bestemme periodisk en sammenheng mellom borehodets (14) penetreringsrate og de styringsvairabeldata som er lagret i dataoppstillingen for styringsvariabelen, hvilken sammenheng er definert av en styringsvariabelhelningskoeffisient, å bestemme minst ett penetreringsratemaksimum innenfor letedybden, og å stille inn en optimal styringsvairabelverdi på grunnlag av det minst ene penetreringsratemaksimum og styringsvariabelhelningskoeffisienten.
15.
Fremgangsmåte ifølge krav 14, hvor trinnet å stille inn en optimal styringsvariabel innbefatter trinnet å stille inn den optimale styringsvairabelverdien til den styringsvariabelverdien som er assosiert med det minst ene penetreringsratemaksimum i dataoppstillingen hvis styringsvariabelhelningskoeffisienten er i et valgt område nær null.
16.
Fremgangsmåte ifølge krav 14, hvor trinnet å stille inn en optimal styringsvairabelverdi innbefatter trinnet å stille inn den optimale styringsvariabelverdien til den styringsvairabelverdien som er assosiert med det minst ene penetreringsratemaksimum i dataoppstillingen pluss et valgt inkrement hvis styringsvariabelhelningskoeffisienten er større enn en valgt positiv verdi.
17.
Fremgangsmåte ifølge krav 14, hvor trinnet å stille inn en optimal styringsvairabelverdi innbefatter trinnet å stille inn den optimale styringsvairabelverdien til den styringsvairabelverdien som er assosiert med det minst ene penetreringsratemaksimum i dataoppstillingen minus et valgt inkrement hvis styringsvariabelhelningskoeffisienten er mindre enn en valgt negativ verdi.
18.
Fremgangsmåte ifølge krav 14, hvor trinnet å lete periodisk i dataoppstillingen innbefatter trinnet å bestemme et valgt antall penetreringsratemaksima innenfor letedybden.
19.
Fremgangsmåte ifølge krav 16, innbefattende trinnene: å bestemme den styringsvariabelverdien som er assosiert i dataoppstillingen med hvert av de valgte penetreringsratemaksima innenfor letedybden, og å midle de vekter på borehodet som er assosiert med de valgte penetreringsratemaksima for å bestemme en gjennomsnittlig styringsvariabelverdi.
20.
Fremgangsmåte ifølge krav 19, hvor trinnet å stille inn en optimal styringsvariabelverdi innbefatter trinnet å stille inn den optimale styringsvariabelverdien til den gjennomsnittlige styringsvairabelverdien hvis styringsvariabelhelningskoeffisienten er i et valgt område nær null.
21.
Fremgangsmåte ifølge krav 19, hvor trinnet å stille inn en optimal styringsvariabelverdi innbefatter trinnet å stille inn den optimale styringsvariabelverdien til den gjennomsnittlige styringsvariabelverdien pluss et valgt inkrement hvis styringsvariabelhelningskoeffisienten er større enn en valgt positiv verdi.
22.
Fremgangsmåte ifølge krav 19, hvor trinnet å stille inn en optimal styringsvairabelverdi innbefatter trinnet å stille inn den optimale styringsvairabelverdien til den styringsvariabelverdien som er assosiert med den gjennomsnittlige styringsvairabelverdien minus et valgt inkrement hvis styringsvariabelhelningskoeffisienten er mindre enn en valgt negativ verdi.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US09/550,928 US6382331B1 (en) | 2000-04-17 | 2000-04-17 | Method of and system for optimizing rate of penetration based upon control variable correlation |
| PCT/US2001/012479 WO2001079658A1 (en) | 2000-04-17 | 2001-04-16 | Method of and system for optimizing rate of penetration based upon control variable correlation |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20024918D0 NO20024918D0 (no) | 2002-10-11 |
| NO20024918L NO20024918L (no) | 2002-10-11 |
| NO323533B1 true NO323533B1 (no) | 2007-06-04 |
Family
ID=24199134
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20024918A NO323533B1 (no) | 2000-04-17 | 2002-10-11 | Fremgangsmate og system for a optimalisere penetreringsrate under boring pa grunnlag av styringsvariabelkorrelasjon |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6382331B1 (no) |
| EP (1) | EP1274922B1 (no) |
| AT (1) | ATE331869T1 (no) |
| AU (1) | AU775846B2 (no) |
| BR (1) | BR0109998B1 (no) |
| CA (1) | CA2395771C (no) |
| DE (1) | DE60121153T2 (no) |
| MX (1) | MXPA02010265A (no) |
| NO (1) | NO323533B1 (no) |
| WO (1) | WO2001079658A1 (no) |
Families Citing this family (65)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB0202369D0 (en) * | 2002-02-01 | 2002-03-20 | Petrodata Ltd | Apparatus and method for improved developement of oil and gas wells |
| 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 |
| US6820702B2 (en) * | 2002-08-27 | 2004-11-23 | Noble Drilling Services Inc. | Automated method and system for recognizing well control events |
| GB2396216B (en) * | 2002-12-11 | 2005-05-25 | Schlumberger Holdings | System and method for processing and transmitting information from measurements made while drilling |
| US7026950B2 (en) * | 2003-03-12 | 2006-04-11 | Varco I/P, Inc. | Motor pulse controller |
| 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 |
| US7422076B2 (en) * | 2003-12-23 | 2008-09-09 | Varco I/P, Inc. | Autoreaming systems and methods |
| US7100708B2 (en) * | 2003-12-23 | 2006-09-05 | Varco I/P, Inc. | Autodriller bit protection system and method |
| US7946356B2 (en) * | 2004-04-15 | 2011-05-24 | National Oilwell Varco L.P. | Systems and methods for monitored drilling |
| US7730967B2 (en) * | 2004-06-22 | 2010-06-08 | Baker Hughes Incorporated | Drilling wellbores with optimal physical drill string conditions |
| CA2629631C (en) * | 2005-11-18 | 2012-06-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of drilling and producing hydrocarbons from subsurface formations |
| US20070218275A1 (en) * | 2006-03-17 | 2007-09-20 | Parris James H | Multi-layered environmentally friendly sheet material and products made therefrom |
| US7857047B2 (en) * | 2006-11-02 | 2010-12-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of drilling and producing hydrocarbons from subsurface formations |
| US7775297B2 (en) * | 2006-12-06 | 2010-08-17 | Omron Oilfield & Marine, Inc. | Multiple input scaling autodriller |
| 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 |
| US7823655B2 (en) * | 2007-09-21 | 2010-11-02 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Directional drilling control |
| WO2008070829A2 (en) * | 2006-12-07 | 2008-06-12 | Nabors Global Holdings Ltd. | Automated mse-based drilling apparatus and methods |
| US8121971B2 (en) * | 2007-10-30 | 2012-02-21 | Bp Corporation North America Inc. | Intelligent drilling advisor |
| WO2009086094A1 (en) * | 2007-12-21 | 2009-07-09 | Nabors Global Holdings, Ltd. | Integrated quill position and toolface orientation display |
| US8256534B2 (en) | 2008-05-02 | 2012-09-04 | Baker Hughes Incorporated | Adaptive drilling control system |
| US8589136B2 (en) * | 2008-06-17 | 2013-11-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for mitigating drilling vibrations |
| BRPI0918479A2 (pt) * | 2008-09-15 | 2016-02-16 | Bp Corp North America Inc | métodos de uso de medições distribuídas para determinar o tamanho de poço não revestido, de detecção de poço não revestido fora de calibre e de rastreamento de tampão químico pelo uso de medições distribuídas e sistema de computador |
| AU2009318062B2 (en) | 2008-11-21 | 2015-01-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for modeling, designing, and conducting drilling operations that consider vibrations |
| US8510081B2 (en) * | 2009-02-20 | 2013-08-13 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Drilling scorecard |
| US8528663B2 (en) * | 2008-12-19 | 2013-09-10 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Apparatus and methods for guiding toolface orientation |
| US20100252325A1 (en) * | 2009-04-02 | 2010-10-07 | National Oilwell Varco | Methods for determining mechanical specific energy for wellbore operations |
| CA2770232C (en) | 2009-08-07 | 2016-06-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods to estimate downhole drilling vibration indices from surface measurement |
| MY157452A (en) | 2009-08-07 | 2016-06-15 | Exxonmobil Upstream Res Co | Methods to estimate downhole drilling vibration amplitude from surface measurement |
| US9598947B2 (en) * | 2009-08-07 | 2017-03-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Automatic drilling advisory system based on correlation model and windowed principal component analysis |
| US9027671B2 (en) * | 2010-11-12 | 2015-05-12 | National Oilwell Varco, L.P. | Apparatus and method for automated drilling of a borehole in a subsurface formation |
| US9436173B2 (en) | 2011-09-07 | 2016-09-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Drilling advisory systems and methods with combined global search and local search methods |
| WO2013078317A1 (en) * | 2011-11-21 | 2013-05-30 | Schlumberger Technology Corporation | Interface for controlling and improving drilling operations |
| US9593567B2 (en) | 2011-12-01 | 2017-03-14 | National Oilwell Varco, L.P. | Automated drilling system |
| US9988880B2 (en) * | 2012-07-12 | 2018-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods of drilling control |
| US9482084B2 (en) | 2012-09-06 | 2016-11-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Drilling advisory systems and methods to filter data |
| US9022140B2 (en) | 2012-10-31 | 2015-05-05 | Resource Energy Solutions Inc. | Methods and systems for improved drilling operations using real-time and historical drilling data |
| US9290995B2 (en) | 2012-12-07 | 2016-03-22 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Drill string oscillation methods |
| CN105143599B (zh) | 2013-03-20 | 2018-05-01 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 钻井系统控制 |
| US10062044B2 (en) * | 2014-04-12 | 2018-08-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for prioritizing and allocating well operating tasks |
| US10094209B2 (en) | 2014-11-26 | 2018-10-09 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Drill pipe oscillation regime for slide drilling |
| WO2016130220A1 (en) * | 2015-02-11 | 2016-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Visualization of wellbore cleaning performance |
| US9784035B2 (en) | 2015-02-17 | 2017-10-10 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Drill pipe oscillation regime and torque controller for slide drilling |
| US10352099B2 (en) | 2015-09-02 | 2019-07-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for drilling a wellbore within a subsurface region and drilling assemblies that include and/or utilize the methods |
| US20170122092A1 (en) | 2015-11-04 | 2017-05-04 | Schlumberger Technology Corporation | Characterizing responses in a drilling system |
| 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 |
| US11021944B2 (en) | 2017-06-13 | 2021-06-01 | Schlumberger Technology Corporation | Well construction communication and control |
| US11143010B2 (en) | 2017-06-13 | 2021-10-12 | Schlumberger Technology Corporation | Well construction communication and control |
| CA3066610A1 (en) | 2017-06-15 | 2018-12-20 | Drillscan France Sas | Generating drilling paths using a drill model |
| US11422999B2 (en) | 2017-07-17 | 2022-08-23 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for using data with operation context |
| US10968730B2 (en) | 2017-07-25 | 2021-04-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of optimizing drilling ramp-up |
| WO2019036122A1 (en) | 2017-08-14 | 2019-02-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | METHODS OF DRILLING A WELLBORE IN A SUBTERRANEAN AREA AND DRILLING CONTROL SYSTEMS THAT IMPLEMENT THE METHODS |
| RU2020112485A (ru) | 2017-09-05 | 2021-10-06 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Управление вращением бурильной колонны |
| US20190100992A1 (en) * | 2017-09-29 | 2019-04-04 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole acoustic system for determining a rate of penetration of a drill string and related methods |
| WO2019074623A1 (en) | 2017-10-09 | 2019-04-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | AUTOMATIC TUNING CONTROL DEVICE AND METHOD |
| US10782197B2 (en) | 2017-12-19 | 2020-09-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method for measuring surface torque oscillation performance index |
| US10760417B2 (en) | 2018-01-30 | 2020-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for surface management of drill-string rotation for whirl reduction |
| CN112262250A (zh) | 2018-03-09 | 2021-01-22 | 斯伦贝谢技术有限公司 | 集成井施工系统操作 |
| CA3005535A1 (en) | 2018-05-18 | 2019-11-18 | Pason Systems Corp. | Method, system, and medium for controlling rate of penetration of a drill bit |
| US10907466B2 (en) | 2018-12-07 | 2021-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Zone management system and equipment interlocks |
| US10890060B2 (en) | 2018-12-07 | 2021-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Zone management system and equipment interlocks |
| US20210115779A1 (en) * | 2019-10-17 | 2021-04-22 | Schlumberger Technology Corporation | Autodriller Utilizing Intermediate ROP Setpoint |
| US11933156B2 (en) | 2020-04-28 | 2024-03-19 | Schlumberger Technology Corporation | Controller augmenting existing control system |
| WO2023067391A1 (en) | 2021-10-22 | 2023-04-27 | Exebenus AS | System and method for predicting and optimizing drilling parameters |
Family Cites Families (31)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2688871A (en) | 1949-01-03 | 1954-09-14 | Lubinski Arthur | Instantaneous bit rate of drilling meters |
| US2668871A (en) | 1951-05-25 | 1954-02-09 | Int Standard Electric Corp | Device for automatic frequency control, more particularly for the reception of carrier shift signals |
| US3802259A (en) | 1970-11-27 | 1974-04-09 | Marathon Oil Co | Well logging method |
| FR2119862B1 (no) | 1970-12-30 | 1973-11-23 | Schlumberger Prospection | |
| FR2159169B1 (no) | 1971-11-08 | 1974-05-31 | Inst Francais Du Petrole | |
| US4354233A (en) | 1972-05-03 | 1982-10-12 | Zhukovsky Alexei A | Rotary drill automatic control system |
| US3882474A (en) | 1972-10-04 | 1975-05-06 | Lester L Cain | System for monitoring the instantaneous velocity of a pipe string being tripped relative to a well bore |
| US3872932A (en) | 1973-10-23 | 1975-03-25 | Inst Francais Du Petrole | Process and apparatus for automatic drilling |
| US4195699A (en) | 1978-06-29 | 1980-04-01 | United States Steel Corporation | Drilling optimization searching and control method |
| US4736297A (en) | 1983-02-24 | 1988-04-05 | Lejeune Donald | Continuous real time drilling penetration rate recorder |
| US4535972A (en) | 1983-11-09 | 1985-08-20 | Standard Oil Co. (Indiana) | System to control the vertical movement of a drillstring |
| GB8416708D0 (en) | 1984-06-30 | 1984-08-01 | Prad Res & Dev Nv | Drilling motor |
| US4793421A (en) | 1986-04-08 | 1988-12-27 | Becor Western Inc. | Programmed automatic drill control |
| US4845628A (en) | 1986-08-18 | 1989-07-04 | Automated Decisions, Inc. | Method for optimization of drilling costs |
| FR2611804B1 (fr) | 1987-02-27 | 1989-06-16 | Forex Neptune Sa | Procede de controle des operations de forage d'un puits |
| FR2614360B1 (fr) | 1987-04-27 | 1989-06-16 | Forex Neptune | Procede de mesure de la vitesse d'avancement d'un outil de forage |
| US4875530A (en) | 1987-09-24 | 1989-10-24 | Parker Technology, Inc. | Automatic drilling system |
| US4876886A (en) | 1988-04-04 | 1989-10-31 | Anadrill, Inc. | Method for detecting drilling events from measurement while drilling sensors |
| FI88744C (fi) | 1991-04-25 | 1993-06-28 | Tamrock Oy | Foerfarande och anordning foer reglering av bergborrning |
| US5231484A (en) * | 1991-11-08 | 1993-07-27 | International Business Machines Corporation | Motion video compression system with adaptive bit allocation and quantization |
| GB2264562B (en) | 1992-02-22 | 1995-03-22 | Anadrill Int Sa | Determination of drill bit rate of penetration from surface measurements |
| IT1259031B (it) * | 1992-05-25 | 1996-03-11 | Alcatel Italia | Metodo e dispositivo per ottimizzare il collegamento radio per un sistema di trasmissione radio digitale in diversita' di spazio e/o angolo variando il livello di attenuazione relativo tra i due canali |
| GB9216740D0 (en) | 1992-08-06 | 1992-09-23 | Schlumberger Services Petrol | Determination of drill bit rate of penetration from surface measurements |
| US5474142A (en) | 1993-04-19 | 1995-12-12 | Bowden; Bobbie J. | Automatic drilling system |
| FR2708124B1 (fr) * | 1993-07-20 | 1995-09-01 | Thomson Csf | Procédé d'optimisation du débit d'un canal de communication en partage de temps. |
| US5713422A (en) | 1994-02-28 | 1998-02-03 | Dhindsa; Jasbir S. | Apparatus and method for drilling boreholes |
| US5449047A (en) | 1994-09-07 | 1995-09-12 | Ingersoll-Rand Company | Automatic control of drilling system |
| JPH08263099A (ja) * | 1995-03-23 | 1996-10-11 | Toshiba Corp | 符号化装置 |
| FR2734315B1 (fr) | 1995-05-15 | 1997-07-04 | Inst Francais Du Petrole | Methode de determination des conditions de forage comportant un modele de foration |
| US6021377A (en) | 1995-10-23 | 2000-02-01 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system utilizing downhole dysfunctions for determining corrective actions and simulating drilling conditions |
| US6026912A (en) * | 1998-04-02 | 2000-02-22 | Noble Drilling Services, Inc. | Method of and system for optimizing rate of penetration in drilling operations |
-
2000
- 2000-04-17 US US09/550,928 patent/US6382331B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2001
- 2001-04-16 CA CA002395771A patent/CA2395771C/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-04-16 WO PCT/US2001/012479 patent/WO2001079658A1/en active IP Right Grant
- 2001-04-16 DE DE60121153T patent/DE60121153T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2001-04-16 AT AT01927114T patent/ATE331869T1/de not_active IP Right Cessation
- 2001-04-16 AU AU53595/01A patent/AU775846B2/en not_active Expired
- 2001-04-16 BR BRPI0109998-1A patent/BR0109998B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2001-04-16 EP EP01927114A patent/EP1274922B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-04-16 MX MXPA02010265A patent/MXPA02010265A/es active IP Right Grant
-
2002
- 2002-10-11 NO NO20024918A patent/NO323533B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| ATE331869T1 (de) | 2006-07-15 |
| DE60121153T2 (de) | 2007-06-21 |
| EP1274922A1 (en) | 2003-01-15 |
| NO20024918D0 (no) | 2002-10-11 |
| MXPA02010265A (es) | 2004-04-05 |
| WO2001079658A1 (en) | 2001-10-25 |
| AU775846B2 (en) | 2004-08-19 |
| BR0109998A (pt) | 2003-05-27 |
| AU5359501A (en) | 2001-10-30 |
| NO20024918L (no) | 2002-10-11 |
| EP1274922B1 (en) | 2006-06-28 |
| DE60121153D1 (de) | 2006-08-10 |
| US6382331B1 (en) | 2002-05-07 |
| WO2001079658A8 (en) | 2001-12-27 |
| BR0109998B1 (pt) | 2009-01-13 |
| CA2395771C (en) | 2007-01-23 |
| CA2395771A1 (en) | 2001-10-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO323533B1 (no) | Fremgangsmate og system for a optimalisere penetreringsrate under boring pa grunnlag av styringsvariabelkorrelasjon | |
| US6192998B1 (en) | Method of and system for optimizing rate of penetration in drilling operations | |
| US6155357A (en) | Method of and system for optimizing rate of penetration in drilling operations | |
| USRE47105E1 (en) | Method and apparatus for directional drilling | |
| AU752842B2 (en) | Method of and system for monitoring drilling parameters | |
| US4662458A (en) | Method and apparatus for bottom hole measurement | |
| US20020104685A1 (en) | Method of and system for controlling directional drilling | |
| US6233498B1 (en) | Method of and system for increasing drilling efficiency | |
| US4445578A (en) | System for measuring downhole drilling forces | |
| AU2004239298B2 (en) | Method of and system for directional drilling | |
| US8220564B2 (en) | Devices and methods for dynamic boring procedure reconfiguration | |
| NO338496B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for boring av en brønn | |
| NO174305B (no) | Fremgangsmaate for ae forutbestemme en borekrones borebane eller ae utlede en anvisning av anisotropiindeks for borekronen i retningsborede broenner | |
| NO300435B1 (no) | Fremgangsmåte til prediksjon av vridningsmoment og motstand i avviksborede brönner | |
| CN108678725A (zh) | 井下摩阻和扭矩实时监测分析方法 | |
| US20180328164A1 (en) | Optimized directional drilling using mwd data | |
| GB2043747A (en) | Drilling boreholes | |
| JP2018141280A (ja) | 地盤判定方法及び削孔装置 | |
| NO161750B (no) | Fremgangsmaate for forhindring av buling av en borestreng. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |