NO325521B1 - Assembly for pressure control during drilling and method for pressure control during drilling in a formation with unforeseen high formation pressure - Google Patents
Assembly for pressure control during drilling and method for pressure control during drilling in a formation with unforeseen high formation pressure Download PDFInfo
- Publication number
- NO325521B1 NO325521B1 NO20065403A NO20065403A NO325521B1 NO 325521 B1 NO325521 B1 NO 325521B1 NO 20065403 A NO20065403 A NO 20065403A NO 20065403 A NO20065403 A NO 20065403A NO 325521 B1 NO325521 B1 NO 325521B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- drill string
- pressure
- formation
- circulation
- annulus
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 65
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 27
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 21
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 21
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 21
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 18
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims abstract description 10
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 30
- 239000006187 pill Substances 0.000 claims description 13
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 3
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 claims description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 2
- 230000009172 bursting Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 55
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 230000011664 signaling Effects 0.000 description 3
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 2
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
- E21B21/103—Down-hole by-pass valve arrangements, i.e. between the inside of the drill string and the annulus
Abstract
Sammenstilling for trykkontroll ved boring i en undergrunn for å finne eller produsere hydrokarboner, hvorved boringen utføres med en borestreng (11) med slamsirkulasjon ned gjennom borestrengen (11) og opp gjennom ringrommet mellom borestrengen (11) og det åpne hull eller f6ringsrør, idet undergrunnen i det åpne hull kan omfatte en eller begge av: soner (12) med formasjonsfasthet som ikke tåler slam-sirkulasjonstrykket uten å sprekke opp, og soner (13) med formasjonstrykk som ikke kan kombineres med hverandre eller slamsirkulasjonstrykket uten at fluid utilsiktet lekker inn eller ut av nevnte soner (13). Sammenstillingen særpreges ved at på borestrengen (11) er det anordnet en bunnhullssammenstilling som omfatter: en reversibelt ekspanderbar pakning (4) anordnet nær nedre ende av borestrengenn (11), styrbar fra overflaten for tetting av ringrommet, en måleinnretning (6) for måling av trykk i ringrommet ovenfor og nedenfor pakningen (4), med sanntidsoverføring av måledata til overflaten, en sirkulasjonsventil (8) anordnet ovenfor pakningen (4), styrbar fra overflaten til å åpne for eller stenge av fluidkommunikasjon mellom innsiden av borestrengen (11) og ringrommet, en avstengningsventil (3) anordnet nedenfor sirkulasjonsventilen (8), styrbar fra overflaten for åpning og stenging av fluidkommunikasjon gjennom borestrengen (11), og en koblingssubb (9), anordnet ovenfor pakningen (4), styrbar fra overflaten for fra- og tilkobling av borestrengen (11).Assembly for pressure control when drilling in a subsoil to find or produce hydrocarbons, whereby the drilling is carried out with a drilling string (11) with sludge circulation down through the drilling string (11) and up through the annulus between the drilling string (11) and the open hole or casing, the subsoil in the open hole may comprise one or both of: zones (12) with formation strength which cannot withstand the sludge circulation pressure without bursting, and zones (13) with formation pressure which cannot be combined with each other or the sludge circulation pressure without fluid accidentally leaking in or out of said zones (13). The assembly is characterized in that on the drill string (11) a bottom hole assembly is arranged which comprises: a reversibly expandable gasket (4) arranged near the lower end of the drill string gutter (11), controllable from the surface for sealing the annulus, a measuring device (6) for measuring pressure in the annulus above and below the gasket (4), with real-time transmission of measurement data to the surface, a circulation valve (8) arranged above the gasket (4), controllable from the surface to open or close fluid communication between the inside of the drill string (11) and the annulus , a shut-off valve (3) arranged below the circulation valve (8), controllable from the surface for opening and closing fluid communication through the drill string (11), and a coupling sub (9), arranged above the gasket (4), controllable from the surface for disconnection and connection of the drill string (11).
Description
Oppfinnelsens område Field of the invention
Den foreliggende oppfinnelse vedrører boring for å finne eller produsere flytende hydrokarboner. Nærmere bestemt vedrører den foreliggende oppfinnelse en sammenstilling for trykkontroll ved boring i en undergrunn for å finne eller produsere hydrokarboner og en fremgangsmåte med anvendelse av sammenstillingen. Sammenstillingen er generelt anvendbar i situasjoner hvor brønnens trykk ikke kan kontrolleres utelukkende ved hjelp av slamsirkulasjon og endring av slamtettheten, slik som ved boring i en formasjon med uforutsett høyt formasjonstrykk, hvorved slamtettheten ikke kan økes tilstrekkelig til å kontrollere formasjonstrykket uten å frakturere formasjonen på et grunnere nivå i den åpne del av brønnen.. The present invention relates to drilling to find or produce liquid hydrocarbons. More specifically, the present invention relates to an assembly for pressure control when drilling in a subsoil to find or produce hydrocarbons and a method using the assembly. The assembly is generally applicable in situations where the well's pressure cannot be controlled solely by means of mud circulation and changing the mud density, such as when drilling in a formation with unexpectedly high formation pressure, whereby the mud density cannot be increased sufficiently to control the formation pressure without fracturing the formation on a shallower level in the open part of the well..
Oppfinnelsens bakgrunn og kjent teknikk Background of the invention and prior art
Ved boring av brønner for å finne eller produsere olje og gass benyttes en borekrone i enden av en borestreng som består av sammenføyde rørseksjoner. Ved boring roteres borekronen mot formasjonen mens boreslam pumpes inn i borestrengen. Slammet strømmer ned borestrengen, ut gjennom borekronen og opp til overflaten gjennom et ringrom dannet mellom borestrengen og det åpne hullet eller for de øvre deler av brønnen, mellom borestrengen og foringsrør som er støpt fast til formasjonen. Borekronen roteres vanligvis ved å rotere borestrengen fra overflaten, mens borestrengen holdes i passende strekk, med passende vekt mot formasjonen ved borekronen. Det sirkulerende boreslam tjener til smøring og fjerning av utborede fragmenter (borekaks) fra borehullet, i tillegg til å kontrollere trykket i formasjonene som gjennombores. Det er vesentlig at boreslammets tetthet er slik at trykket i formasjonene kontrolleres, slik at formasjonsfluider ikke vil strømme ukontrollert inn i brønnen. When drilling wells to find or produce oil and gas, a drill bit is used at the end of a drill string consisting of joined pipe sections. During drilling, the drill bit is rotated towards the formation while drilling mud is pumped into the drill string. The mud flows down the drill string, out through the drill bit and up to the surface through an annulus formed between the drill string and the open hole or, for the upper parts of the well, between the drill string and casing that is cast to the formation. The drill bit is usually rotated by rotating the drill string from the surface, while holding the drill string in appropriate tension, with appropriate weight against the formation at the drill bit. The circulating drilling mud serves to lubricate and remove drilled fragments (drilling cuttings) from the borehole, in addition to controlling the pressure in the formations being drilled. It is essential that the density of the drilling mud is such that the pressure in the formations is controlled, so that formation fluids will not flow uncontrolled into the well.
Dersom et formasjonslag med uforutsett høyt formasjonstrykk påtreffes, må slamtettheten i brønnen økes for å kontrollere det uforutsett høye formasjonstrykk. Dette kan oppnås ved bruk av utstyr til å stenge av ringrommet mellom borestrengen og formasjonen i bunnen ved nivå like ovenfor formasjonen med uforutsett høyt trykk, kombinert med åpning av en vei for fluidkommunikasjon fra borestrengen til ringrommet ovenfor avstengningen av ringrommet, og utstyr for stenging av fluidkommunikasjon gjennom borestrengen til eller fra ringrommet nedenfor avstengingen av ringrommet. Avstengningen av ringrommet utføres typisk ved hjelp av en pakning, som er en ekspanderbar innretning som kan blåses opp reversibelt ved hjelp av hydraulikk eller på annen måte. Fluidkommunikasjon mellom borestrengen og ringrommet ovenfor pakningen, oppnås typisk ved hjelp av en sirkulasjonsventil som kan åpnes for å gi fluidkommunikasjonen mellom borestrengen og ringrommet. Ved lavere nivå i borestrengen kan det være installert en avstengningsventil. Ved hjelp av de nevnte innretninger er det mulig å sirkulere inn boreslam med høyere tetthet i ringrommet ovenfor avstengningen derav, for å balansere trykket fra slammet mot det uforutsett høye formasjonstrykk. Når det er oppnådd overbalanse med slammet mot formasjonstrykket, kan sirkulasjonsventilen stenges, pakningen kan trekkes sammen slik at ringrommet åpnes, avstengningsventilen kan åpnes og boringen kan fortsette. If a formation layer with unexpectedly high formation pressure is encountered, the mud density in the well must be increased to control the unexpectedly high formation pressure. This can be achieved by using equipment to close off the annulus between the drill string and the formation in the bottom at a level just above the formation with unexpectedly high pressure, combined with the opening of a path for fluid communication from the drill string to the annulus above the closure of the annulus, and equipment for closing fluid communication through the drill string to or from the annulus below the closure of the annulus. The closure of the annulus is typically carried out by means of a gasket, which is an expandable device that can be inflated reversibly by means of hydraulics or other means. Fluid communication between the drill string and the annulus above the packing is typically achieved by means of a circulation valve that can be opened to provide fluid communication between the drill string and the annulus. At a lower level in the drill string, a shut-off valve may be installed. With the help of the aforementioned devices, it is possible to circulate drilling mud with a higher density into the annulus above the closure thereof, in order to balance the pressure from the mud against the unexpectedly high formation pressure. When an overbalance has been achieved with the mud against the formation pressure, the circulation valve can be closed, the packing can be pulled together so that the annulus is opened, the shut-off valve can be opened and drilling can continue.
I patentpublikasjon US 4,588,035 er det beskrevet en ned-i-hulls utblåsnings-sikring og fremgangsmåte for anvendelse derav. Nærmere bestemt er det beskrevet en innretning for å stenge av borestrengen ved dens nedre ende og å stenge av ringrommet mellom borestrengen og veggen i borehullet ved hjelp av en ekspanderbar pakning, og etterfølgende balanserende slamsirkulasjon. Pakningen kan opereres når et forutbestemt trykkdifferensial eksisterer mellom ringrommet og søylen av slam inne i innretningen. Andre lignende innretninger med tilsvarende funksjonalitet er beskrevet i US-patentpublikasjonene 4367794, 5404953,4712613 og 3853177. In patent publication US 4,588,035, a down-hole blowout fuse and method for using it is described. More specifically, a device is described for shutting off the drill string at its lower end and to shut off the annulus between the drill string and the wall of the borehole by means of an expandable gasket, and subsequent balancing mud circulation. The seal can be operated when a predetermined pressure differential exists between the annulus and the column of mud inside the device. Other similar devices with similar functionality are described in US patent publications 4367794, 5404953, 4712613 and 3853177.
Det har vist seg at de ovennevnte innretninger for trykkontroll gir utilstrekkelig sanntidsinformasjon til overflaten til å styre operasjonen optimalt, og de mekaniske innretningene mangler den nødvendige pålitelighet. Videre er det ikke alltid mulig å gjenoppta boringen som forutsatt, fordi det ikke alltid er mulig å kontrollere formasjonstrykket ved å endre slamtettheten. I den nederste seksjon av et borehull er det ennå ikke støpt fast et foringsrør eller forlengelsesrør mot formasjonsveggen, og ved boring forlenges denne såkalte åpne del av brønnen, det vil si seksjonen hvor formasjonen er åpen mot borehullet. Det er ikke alltid mulig å øke slamtettheten tilstrekkelig til å kunne balansere ut formasjonstrykket uten å frakturere formasjonen på et grunnere nivå i den åpne del av brønnen, hvilket medfører at boreslammet lekker inn i den frakturene formasjon i stedet for å utbalansere formasjonstrykket. Videre kan fluid lekke fra en formasjon til en annen i den åpne del av brønnen. Ved boring inn i en formasjon med uforutsett lav formasjonsstyrke kan det være umulig å redusere slamtettheten tilstrekkelig til å unngå tap av slam til nevnte formasjon. Det er særlig ved boring i formasjoner av vekslende type og/eller med vekslende egenskaper at de ovennevnte problemer kan opptre. Det er behov for å løse de ovennevnte problemer. It has been found that the above devices for pressure control provide insufficient real-time information to the surface to control the operation optimally, and the mechanical devices lack the required reliability. Furthermore, it is not always possible to resume drilling as intended, because it is not always possible to control the formation pressure by changing the mud density. In the bottom section of a borehole, a casing or extension pipe has not yet been cast against the formation wall, and during drilling, this so-called open part of the well is extended, that is, the section where the formation is open to the borehole. It is not always possible to increase the mud density sufficiently to be able to balance out the formation pressure without fracturing the formation at a shallower level in the open part of the well, which means that the drilling mud leaks into the fractured formation instead of balancing out the formation pressure. Furthermore, fluid can leak from one formation to another in the open part of the well. When drilling into a formation with unexpectedly low formation strength, it may be impossible to reduce the mud density sufficiently to avoid loss of mud to said formation. It is particularly when drilling in formations of alternating type and/or with alternating properties that the above-mentioned problems can occur. There is a need to solve the above problems.
Oppsummering av oppfinnelsen Summary of the invention
Med den foreliggende oppfinnelse løses de ovennevnte problemer, ved at det tilveiebringes en sammenstilling for trykkontroll ved boring i en undergrunn for å finne eller produsere hydrokarboner, hvorved boringen utføres med en borestreng med slamsirkulasjon ned gjennom borestrengen og opp gjennom ringrommet mellom borestrengen og det åpne hull eller foringsrør, idet undergrunnen i det åpne hull kan omfatte en eller begge av: soner med en formasjonsstyrke som er mindre enn slamsirkulasjonstrykket eller med et formasjonstrykk som fører til fluidlekkasje inn eller ut av nevnte soner. Sammenstillingen er særpreget ved at på borestrengen er det anordnet en bunnhullssammenstilling som omfatter: en reversibelt ekspanderbar pakning anordnet nær nedre ende av borestrengen, styrbar fra overflaten for tetting av ringrommet, With the present invention, the above-mentioned problems are solved by providing an assembly for pressure control when drilling in a subsoil to find or produce hydrocarbons, whereby the drilling is carried out with a drill string with mud circulation down through the drill string and up through the annulus between the drill string and the open hole or casing, the subsoil in the open hole may comprise one or both of: zones with a formation strength that is less than the mud circulation pressure or with a formation pressure that leads to fluid leakage into or out of said zones. The assembly is characterized by the fact that a bottom hole assembly is arranged on the drill string which includes: a reversibly expandable gasket arranged near the lower end of the drill string, controllable from the surface for sealing the annulus,
en måleinnretning for måling av trykk i ringrommet ovenfor og nedenfor pakningen, med sanntidsoverføring av måledata til overflaten, a measuring device for measuring pressure in the annulus above and below the seal, with real-time transmission of measurement data to the surface,
en sirkulasjonsventil anordnet ovenfor pakningen, styrbar fra overflaten til å åpne for eller stenge av fluidkommunikasjon mellom innsiden av borestrengen og ringrommet, a circulation valve arranged above the packing, controllable from the surface to open or shut off fluid communication between the inside of the drill string and the annulus,
en avstengningsventil anordnet nedenfor sirkulasjonsventilen, styrbar fra overflaten for åpning og stenging av fluidkommunikasjon gjennom borestrengen, og a shut-off valve arranged below the circulation valve, controllable from the surface to open and close fluid communication through the drill string, and
en koblingssubb, anordnet ovenfor pakningen, styrbar fra overflaten for fra- og tilkobling av borestrengen. a coupling sub, arranged above the gasket, controllable from the surface for disconnecting and connecting the drill string.
Med det åpne hull menes det nedre seksjon av brønnen hvor det ennå ikke er støpt fast et foringsrør eller forlengelsesrør. Med foringsrør menes det også forlengelsesrør. Med styrbar fra overflaten menes det at utstyrsenhetene kan opereres fra overflaten, med funksjonalitet som definert. By the open hole is meant the lower section of the well where a casing or extension pipe has not yet been cast. Casing also means extension pipes. Controllable from the surface means that the equipment units can be operated from the surface, with functionality as defined.
Med soner med formasjonsfasthet som ikke tåler slamsirkulasjonstrykket uten å sprekke opp, og soner med formasjonstrykk som ikke kan kombineres med hverandre eller slamsirkulasjonstrykket uten at fluid utilsiktet lekker inn eller ut av nevnte soner, menes det situasjoner hvor brønntrykket ikke kan kontrolleres utelukkende ved tradisjonell slamsirkulasjon og økning eller senking av slamtettheten. Dette kan være ved boring inn i soner med uforutsett høyt formasjonstrykk, hvor slamtettheten ikke kan økes tilstrekkelig uten å frakturere formasjonen på et grunnere nivå i den åpne del av brønnen, i det åpne hull, hvorved slammet vil lekke inn i den frakturerte formasjon. Dette kan være soner i det åpne hull med uforutsett lavt formasjonstrykk eller lav formasjonsfasthet, til hvilke soner slammet vil kunne tapes. Og dette kan være soner med forskjellig trykk, slik at fluid strømmer fra en sone til en annen, i form av en undergrunnsutblåsning. Zones with formation strength that cannot withstand the mud circulation pressure without cracking, and zones with formation pressure that cannot be combined with each other or the mud circulation pressure without fluid accidentally leaking into or out of said zones, are meant situations where the well pressure cannot be controlled exclusively by traditional mud circulation and increasing or decreasing the mud density. This can be when drilling into zones with unexpectedly high formation pressure, where the mud density cannot be increased sufficiently without fracturing the formation at a shallower level in the open part of the well, in the open hole, whereby the mud will leak into the fractured formation. These can be zones in the open hole with unexpectedly low formation pressure or low formation strength, to which zones the mud can be lost. And these can be zones with different pressures, so that fluid flows from one zone to another, in the form of an underground blowout.
Sammenstillingen omfatter fordelaktig en kommunikasjon/kraftmodul for kraftoverføring fra overflaten og overføring av måle- og styresignaler til og fra overflaten. Nevnte modul har fordelaktig også anordnet batterikapasitet. The assembly advantageously includes a communication/power module for power transmission from the surface and transmission of measurement and control signals to and from the surface. Said module advantageously also has an arranged battery capacity.
Måleinnretning for måling av trykk i ringrommet ovenfor og nedenfor pakningen, med sanntidsoverføring av måledata til overflaten, omfatter fordelaktig også utstyr for temperaturmåling ovenfor og nedenfor pakningen, og ytterligere måleutstyr, slik som utstyr for måling av differensialtrykk over pakningen, og utstyr for måling av strømningsmengde og sammensetning i ringrommet. Måleinnretningen er fordelaktig anordnet på ett sted, eksempelvis ovenfor pakningen, men med fluidkanaler fra ringrommet ovenfor og nedenfor pakningen til respektive trykkmålere. Measuring device for measuring pressure in the annulus above and below the gasket, with real-time transmission of measurement data to the surface, advantageously also includes equipment for temperature measurement above and below the gasket, and additional measuring equipment, such as equipment for measuring differential pressure above the gasket, and equipment for measuring flow rate and composition in the annulus. The measuring device is advantageously arranged in one place, for example above the gasket, but with fluid channels from the annulus above and below the gasket to respective pressure gauges.
Med oppfinnelsen tilveiebringes også en fremgangsmåte for trykkontroll ved boring i en formasjon med uforutsett høyt formasjonstrykk, idet den åpne del av brønnen kan inneholde soner med en formasjonsstyrke som er mindre enn slamsirkulasjonstrykket, hvorved boringen utføres med en borestreng med slamsirkulasjon ned gjennom borestrengen og opp gjennom ringrommet mellom borestrengen og det åpne hull eller foringsrør, og borestrengen omfatter en sammenstilling ifølge oppfinnelsen, hvorved ringrommet stenges ved hjelp av en pakning i sammenstillingen, aksial fluidstrømning gjennom borestrengen stenges av ved hjelp av en avstengningsventil i borestrengen, slamsirkulasjon utføres i borehullet ovenfor pakningen ved å åpne en sirkulasjonsventil i borestrengen og sirkulere slam av tetthet så høy som tilrådelig uten å frakturere formasjonen i den åpne del av borehullet. The invention also provides a method for pressure control when drilling in a formation with unexpectedly high formation pressure, as the open part of the well can contain zones with a formation strength that is less than the mud circulation pressure, whereby the drilling is carried out with a drill string with mud circulation down through the drill string and up through the annulus between the drill string and the open hole or casing, and the drill string comprises an assembly according to the invention, whereby the annulus is closed by means of a gasket in the assembly, axial fluid flow through the drill string is shut off by means of a shut-off valve in the drill string, mud circulation is carried out in the borehole above the gasket by to open a circulation valve in the drill string and circulate mud of density as high as advisable without fracturing the formation in the open part of the borehole.
Fremgangsmåten er særpreget ved at: The procedure is characterized by the fact that:
borestrengen frakobles ved en koblingssubb anordnet i sammenstillingen ovenfor pakningen og avstengningsventilen, the drill string is disconnected by a coupling sub arranged in the assembly above the seal and the shut-off valve,
en høytetthetspille eller gelepille plasseres i borehullet rett ovenfor koblingssubben ved hjelp av borestrengen før denne trekkes ut, a high-density pill or gel pill is placed in the drill hole directly above the coupling sub using the drill string before it is pulled out,
foringsrør føres ned og sementeres fast til den åpne del av borehullet, casing pipe is led down and firmly cemented to the open part of the borehole,
en borestreng føres ned i borehullet for å bore ut av foringsrøret og renske ut fra borehullet mest mulig av høytetthetspillen ned mot koblingssubben, a drill string is guided down the borehole to drill out of the casing and clean out from the borehole as much as possible of the high-density oil down towards the coupling sub,
en utstyrsstreng med en tilkoblingssubb eller fiskesubb i enden føres ned i borehullet, an equipment string with a connecting sub or fishing sub at the end is led down the borehole,
sirkulasjon startes for utrenskning og balansering av slamvekten i forhold til trykket under pakningen, circulation is started to clean and balance the sludge weight in relation to the pressure under the packing,
utstyrsstrengen kobles til koblingssubben, sirkulasjonsventilen åpnes og sirkulasjonen fortsettes gjennom sirkulasjonsventilen, og the equipment string is connected to the coupling sub, the circulation valve is opened and circulation is continued through the circulation valve, and
ved stabile forhold åpnes avstengningsventilen og pakningen og boringen fortsettes med eksisterende utstyr, eller borestrengen tas opp og erstattes med ny borestreng med borekrone og eventuell hullåpner eller underrømmer med redusert diameter. in stable conditions, the shut-off valve is opened and the packing and drilling are continued with existing equipment, or the drill string is taken up and replaced with a new drill string with a drill bit and any hole opener or lower reamers with a reduced diameter.
Figurer Figures
Den foreliggende oppfinnelse illustreres ved hjelp av 10 figurer, hvor: The present invention is illustrated by means of 10 figures, where:
Figur 1 illustrerer normal boring i en brønn, Figure 1 illustrates normal drilling in a well,
Figur 2 illustrerer boring inn i en formasjon med uforutsett høyt trykk, Figure 2 illustrates drilling into a formation with unexpectedly high pressure,
Figur 3 illustrerer stenging av ringrommet, Figure 3 illustrates closure of the annulus,
Figur 4 illustrerer stenging av borestrengen og observasjon av trykk, Figure 4 illustrates closure of the drill string and observation of pressure,
Figur 5 illustrerer sirkulasjon av slam for å øke slamtettheten så mye som tilrådelig, Figur 6 illustrerer frakobling av borestrengen og plassering av en høytetthets-pille over pakningselementet, Figur 7 illustrerer innføring og sementering av foringsrør i hullets åpne del, Figure 5 illustrates circulation of mud to increase the mud density as much as is advisable, Figure 6 illustrates disconnection of the drill string and placement of a high density pellet over the packing element, Figure 7 illustrates the insertion and cementing of casing in the open part of the hole,
Figur 8 illustrerer tilkobling av borestreng, Figure 8 illustrates the connection of the drill string,
Figur 9 illustrerer handlinger før boringen kan fortsette, og Figure 9 illustrates actions before drilling can continue, and
Figur 10 illustrerer videre boring med utskiftet borestreng med redusert diameter på hullåpner eller underrømmer. Figure 10 further illustrates drilling with a replaced drill string with a reduced diameter on hole openers or undercuts.
Detaljert beskrivelse Detailed description
Det henvises først til Figur 1, som illustrerer normal boring i en brønn, hvorved tettheten for slammet som sirkuleres gjennom borestrengen og tilbake til overflaten på utsiden av borestrengen, er tilstrekkelig til å holde formasjonstrykket under kontroll i brønnen, hvilket vil si at slamtettheten kontrollerer formasjonstrykket. Sammenstillingen som anvendes for boringen, er i henhold til den foreliggende oppfinnelse. Nærmere bestemt omfatter den nedre del av borestrengen, fra bunnen og oppover: en (pilot) borekrone 1, en måleinnretning 2 for måling av trykk og temperatur i ringrommet (nedenfor pakning 4), en reversibel avstengningsventil 3 (eksempelvis en kuleventil) for åpning og stenging av fluidkommunikasjon gjennom borestrengen, en reversibelt ekspanderbar pakning 4 for tetting av ringrommet, en kaliber 5 for måling av hullets diameter, en måleinnretning 6 for måling av trykk og temperatur i ringrommet (ovenfor pakning 4), en kommunikasjon/kraftmodul 7 for (eventuell) kraftoverføring og overføring av måle- og styresignaler til og fra overflaten, en sirkulasjonsventil 8 (eksempelvis en portventil eller en sleideventil) som er styrbar fra overflaten til å åpne for eller stenge av for fluidkommunikasjon mellom innsiden av borestrengen og ringrommet, en koblingssubb 9 for fra- og tilkobling av borestrengen ovenfor koblingssubben, en hullåpner 10 (alternativt en underrømmer) for å utvide borehullsdiameteren. Utstyret anordnet i nedre ende av borestrengen 11 kan omfatte ytterligere enheter i forbindelse med ordinær boreoperasjon, men av hensyn til klarhet er slike ytterligere enheter ikke beskrevet, ettersom de antas å være velkjente for fagpersoner. Boringen illustrert på figur 1 utføres i en tett formasjon 12, i dette tilfellet skifer. Foran borekronen finnes imidlertid en gjennomstrømmelig (permeabel) formasjon 13, i dette tilfellet sand, og på Figur 2 er det illustrert at boringen fortsetter inn i sandformasjonen 13, som i dette tilfellet er en formasjon med uforutsett høyere trykk enn det trykk slamtettheten kontrollerer ved den aktuelle dybde, slik at formasjonsfluid fra sandformasjonen strømmer inn i brønnen, hvilket betegnes en "kick" eller et "brønnspark". På Figur 2 er nevnte innstrømning illustrert ved piler 14 av lysere farge enn pilene 15 som illustrerer den normale slamsirkulasjon. På Figur 3 er det illustrert at pakningen 4 settes (blåses opp) for å stenge av fluidkommunikasjonen i ringrommet på utsiden av borestrengen. Det fremgår tydelig av Figur 3 hvorledes pakningen 4 er ekspandert til formasjonsveggen slik at ringrommet blir avstengt. På Figur 4 illustreres det at en avstengningsventil 3 i borestrengen stenges for å hindre fluidkommunikasjonen fra formasjonen med høyt trykk inn i borestrengen. I denne situasjon benyttes trykkmålerne 2 og 6 til å måle trykket på oversiden og undersiden av pakningselementet, for å gi nødvendig informasjon om passende slamtetthet for å kunne kontrollere det uforutsett høye trykk. På Figur 5 illustreres åpning av sirkulasjonsventilen 8 og sirkulasjon i brønnen med slam av så høy tetthet som er tilrådelig uten at formasjonen ovenfor pakningselementet sprekker opp. Sirkulasjonen er illustrert med pilene 15. Figur 6 illustrerer frakobling av borestrengen ved koblingssubben ovenfor pakningselementet og plassering av en høytetthetspille 16 (eventuelt gelepille) over pakningselementet for å hindre at skitt eller sement skal legge seg rundt pakningselementet og koblingssubben 9, hvilket kunne hindre etterfølgende operasjoner. Borestrengen kobles fra underliggende del ved koblingssubben eksempelvis ved rotasjon i motsatt retning av borerotasjonen eller ved bruk av annen tilgjengelig metode for av- og påkobling av borestreng. Høytetthetspillen 16 (eventuelt gelepille) pumpes på plass gjennom borestrengen, hvorpå borestrengen ovenfor koblingssubben 9 trekkes ut fra borehullet. Høytetthetspillen 16 (eventuelt gelepillen) er et pumpbart fluid, fortrinnsvis av høyere tetthet enn sement, slik at den vil ligge stabilt og beskytte pakningselementet, koblingssubben og gjenværende (forlatt) utstyr. Pillen plasseres fortrinnsvis til nivå like under skoen av foringsrør som skal settes. Figur 7 illustrerer innføring av foringsrør 17 og sementering 18 til hullveggen av foringsrøret. Således isoleres den nedre åpne del av borehullet som ikke tåler den nødvendige høye slamvekt for å kontrollere brønnen. Etter at fSringsrøret er sementert fast, føres en borestreng inn i hullet for å bore ut av foringsrøret og renske borehullet og så mye av høytetthetspillen 16 som mulig, for å klargjøre for etterfølgende operasjoner (ikke illustrert). Deretter føres det inn utstyr for først å sirkulere rent rundt koblingssubben 9, det kontrolleres at hullet over pakningen tåler tilstrekkelig økning av slamvekt, og deretter økes slamvekten tilstrekkelig, for etterfølgende påkobling av utstyret ovenfor pakningselementet, som illustrert på Figur 8. Figur 9 illustrerer overvåkning av trykket i brønnen over og under pakning 4, således at hvis slamtrykket over pakningen 4 er tilstrekkelig stort i forhold til trykket under pakningen 4, kan fluidkommunikasjon med formasjonen under pakningen etableres, idet avstengingsventilen åpnes, sirkulasjonsventilen stenges og pakningen trekkes sammen. Brønnen er derved i passende overbalanse med ny slamtetthet og det kan sirkuleres slam for å renske opp hullet og sikre at brønnen er stabil før boringen eventuelt kan fortsett med samme utstyr. Imidlertid kan det være mest fordelaktig å trekke ut de forlatte komponentene og skifte ut disse med nyoverhalte komponenter. Sistnevnte eksempel er illustrert på Figur 10, hvor diameteren på borekronen er den samme, mens hullåpneren, eventuelt underrømmeren, har redusert diameter for neste hullseksjon. Reference is first made to Figure 1, which illustrates normal drilling in a well, whereby the density of the mud that is circulated through the drill string and back to the surface on the outside of the drill string is sufficient to keep the formation pressure under control in the well, which means that the mud density controls the formation pressure . The assembly used for the drilling is in accordance with the present invention. More specifically, the lower part of the drill string comprises, from the bottom upwards: a (pilot) drill bit 1, a measuring device 2 for measuring pressure and temperature in the annulus (below packing 4), a reversible shut-off valve 3 (for example a ball valve) for opening and closure of fluid communication through the drill string, a reversibly expandable gasket 4 for sealing the annulus, a gauge 5 for measuring the diameter of the hole, a measuring device 6 for measuring pressure and temperature in the annulus (above gasket 4), a communication/power module 7 for (if any ) power transmission and transmission of measurement and control signals to and from the surface, a circulation valve 8 (for example a gate valve or a slide valve) which can be controlled from the surface to open or close for fluid communication between the inside of the drill string and the annulus, a coupling sub 9 for disconnection and connection of the drill string above the coupling sub, a hole opener 10 (alternatively a reamer) to expand the drill hole di the ameter. The equipment arranged at the lower end of the drill string 11 may comprise additional units in connection with ordinary drilling operations, but for the sake of clarity, such additional units are not described, as they are assumed to be well known to those skilled in the art. The drilling illustrated in figure 1 is carried out in a tight formation 12, in this case shale. In front of the drill bit, however, there is a flowable (permeable) formation 13, in this case sand, and in Figure 2 it is illustrated that the drilling continues into the sand formation 13, which in this case is a formation with unexpectedly higher pressure than the pressure the mud density controls at the current depth, so that formation fluid from the sand formation flows into the well, which is termed a "kick" or a "well kick". In Figure 2, said inflow is illustrated by arrows 14 of a lighter color than arrows 15 which illustrate the normal sludge circulation. In Figure 3, it is illustrated that the gasket 4 is installed (inflated) to shut off the fluid communication in the annulus on the outside of the drill string. It is clear from Figure 3 how the packing 4 is expanded to the formation wall so that the annulus is closed off. Figure 4 illustrates that a shut-off valve 3 in the drill string is closed to prevent fluid communication from the formation with high pressure into the drill string. In this situation, the pressure gauges 2 and 6 are used to measure the pressure on the top and bottom of the packing element, in order to provide the necessary information on suitable mud density to be able to control the unexpectedly high pressure. Figure 5 illustrates opening of the circulation valve 8 and circulation in the well with mud of as high a density as is advisable without the formation above the packing element cracking open. The circulation is illustrated with the arrows 15. Figure 6 illustrates disconnection of the drill string at the coupling sub above the packing element and the placement of a high-density pill 16 (possibly gel pill) above the packing element to prevent dirt or cement from settling around the packing element and the coupling sub 9, which could prevent subsequent operations . The drill string is disconnected from the underlying part at the coupling sub, for example by rotation in the opposite direction to the drill rotation or by using another available method for disconnecting and connecting the drill string. The high-density pill 16 (possibly gel pill) is pumped into place through the drill string, after which the drill string above the coupling sub 9 is pulled out of the drill hole. The high-density pill 16 (possibly the gel pill) is a pumpable fluid, preferably of a higher density than cement, so that it will lie stably and protect the packing element, the coupling sub and remaining (abandoned) equipment. The pill is preferably placed at a level just below the shoe of the casing to be inserted. Figure 7 illustrates the introduction of casing 17 and cementing 18 to the hole wall of the casing. Thus, the lower open part of the borehole, which cannot withstand the high mud weight required to control the well, is isolated. After the casing is cemented firmly, a drill string is advanced into the hole to drill out the casing and clean out the borehole and as much of the high-density pill 16 as possible, to prepare for subsequent operations (not illustrated). Equipment is then brought in to first circulate cleanly around the coupling sub 9, it is checked that the hole above the packing can withstand a sufficient increase in mud weight, and then the mud weight is increased sufficiently, for subsequent connection of the equipment above the packing element, as illustrated in Figure 8. Figure 9 illustrates monitoring of the pressure in the well above and below packing 4, so that if the mud pressure above packing 4 is sufficiently large in relation to the pressure below packing 4, fluid communication with the formation below the packing can be established, as the shut-off valve is opened, the circulation valve is closed and the packing is pulled together. The well is thereby in a suitable overbalance with new mud density and mud can be circulated to clean up the hole and ensure that the well is stable before drilling can possibly continue with the same equipment. However, it may be most beneficial to extract the abandoned components and replace them with newly overhauled components. The latter example is illustrated in Figure 10, where the diameter of the drill bit is the same, while the hole opener, possibly the reamer, has a reduced diameter for the next hole section.
Signaleringen som anvendes med den foreliggende oppfinnelse kan generelt oppnås på enhver kjent måte, for eksempel med lydpulser gjennom borestrengen, elektromagnetisk signalering, slampulsteknikk, kobling gjennom borestrengen eller anordning av kabler. Kraftoverføring oppnås generelt på enhver kjent måte, for eksempel tilførsel av elektrisk strøm gjennom kabel eller borestrengen, anordning av en slamdrevet turbin eller anordning av batterikapasitet i utstyret. Signalering og kraftoverføring kan anordnes til de enkelte utstyrsenheter, men er fordelaktig anordnet samlet via en kraft/kommunikasjonsmodul. Videre kan det være mulig å kombinere utstyrsenheter, forutsatt at funksjonaliteten som definert i krav 1 opprettholdes. Dersom alt kraftbehov oppnås med en slamdrevet turbin, vil det være nødvendig å holde slamsirkulasjonen i gang helt til etter at det er oppnådd overbalanse i brønnen, eksempelvis ved å holde avstengningsventilen 3 stengt og sirkulasjonsventilen 8 åpen mens slam sirkuleres og slamtettheten økes til overbalanse oppnås, pakningen 4 trekkes sammen og avstengningsventilen 3 åpnes slik at hele brønnen åpnes for sirkulasjon. The signaling used with the present invention can generally be achieved in any known way, for example with sound pulses through the drill string, electromagnetic signaling, mud pulse technique, coupling through the drill string or arrangement of cables. Power transmission is generally achieved in any known manner, for example the supply of electric current through cable or the drill string, arrangement of a mud-driven turbine or arrangement of battery capacity in the equipment. Signaling and power transmission can be arranged for the individual equipment units, but are advantageously arranged collectively via a power/communication module. Furthermore, it may be possible to combine equipment units, provided that the functionality as defined in claim 1 is maintained. If all power requirements are achieved with a mud-driven turbine, it will be necessary to keep the mud circulation going until after an overbalance has been achieved in the well, for example by keeping the shut-off valve 3 closed and the circulation valve 8 open while mud is circulated and the mud density is increased until overbalance is achieved, the gasket 4 is pulled together and the shut-off valve 3 is opened so that the entire well is opened for circulation.
Sammenstillingen ifølge oppfinnelsen er generelt anvendbar i situasjoner hvor brønnens trykk ikke kan kontrolleres utelukkende ved hjelp av slamsirkulasjon og endring av slamtettheten, idet noen slike situasjoner er nevnt tidligere. Men sammenstillingen ifølge oppfinnelsen er selvfølgelig også anvendbar i situasjoner der slamsirkulasjon og endring av tetthet er tilstrekkelig til å kontrollere brønnens trykk. Pakningselementet gir mulighet til å isolere en del av brønnen, og derved forenkle kontrollen av brønnen. Trykkforholdene over tid, over og under pakningen, kan gi informasjon om strømningsegenskapene og mulig brønnspark på et tidlig stadium, idet trykket kan monitoreres i sanntid med pakningen åpen og etter at pakningen er satt. Sammenstillingen ifølge oppfinnelsen kan kombineres med utstyr for lavskala brønntest, eksempelvis utstyr som er beskrevet i patentpublikasjon NO 3009396, som det henvises til. Videre er det mulig å anordne flere sammenstillinger ifølge oppfinnelsen på en borestreng, eller å anordne flere pakninger, måleinnretninger og andre utstyrsenheter i sammenstillingen. The assembly according to the invention is generally applicable in situations where the well's pressure cannot be controlled exclusively by means of mud circulation and changing the mud density, as some such situations have been mentioned earlier. But the assembly according to the invention is of course also applicable in situations where mud circulation and changes in density are sufficient to control the well's pressure. The packing element makes it possible to isolate part of the well, thereby simplifying the control of the well. The pressure conditions over time, above and below the packing, can provide information about the flow properties and possible well kick at an early stage, as the pressure can be monitored in real time with the packing open and after the packing has been set. The assembly according to the invention can be combined with equipment for low-scale well testing, for example equipment that is described in patent publication NO 3009396, to which reference is made. Furthermore, it is possible to arrange several assemblies according to the invention on a drill string, or to arrange several gaskets, measuring devices and other equipment units in the assembly.
Claims (7)
Priority Applications (7)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20065403A NO325521B1 (en) | 2006-11-23 | 2006-11-23 | Assembly for pressure control during drilling and method for pressure control during drilling in a formation with unforeseen high formation pressure |
| CA002670093A CA2670093A1 (en) | 2006-11-23 | 2007-11-12 | Assembly for pressure control when drilling and method to control pressure when drilling in a formation with unpredictable high formation pressure |
| EP07851976A EP2087197A1 (en) | 2006-11-23 | 2007-11-12 | Assembly for pressure control when drilling and method to control pressure when drilling in a formation with unpredictable high formation pressure |
| PCT/NO2007/000399 WO2008063072A1 (en) | 2006-11-23 | 2007-11-12 | Assembly for pressure control when drilling and method to control pressure when drilling in a formation with unpredictable high formation pressure |
| BRPI0719073-5A BRPI0719073A2 (en) | 2006-11-23 | 2007-11-12 | PRESSURE CONTROL ASSEMBLY WHEN PUNCHING THE UNDERGROUND TO LOCATE OR PRODUCE HYDROCARBONS, AND PRESSURE CONTROL METHOD WHEN PUNCHING IN A PRESSURE FORMATION WITH HIGH PREVISIBLE TRAINING |
| US12/516,076 US20100006282A1 (en) | 2006-11-23 | 2007-11-12 | Assembly for pressure control when drilling and method to control pressure when drilling in a formation with unpredictable high formation pressure |
| AU2007322444A AU2007322444A1 (en) | 2006-11-23 | 2007-11-12 | Assembly for pressure control when drilling and method to control pressure when drilling in a formation with unpredictable high formation pressure |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20065403A NO325521B1 (en) | 2006-11-23 | 2006-11-23 | Assembly for pressure control during drilling and method for pressure control during drilling in a formation with unforeseen high formation pressure |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20065403L NO20065403L (en) | 2008-05-26 |
| NO325521B1 true NO325521B1 (en) | 2008-06-02 |
Family
ID=39429929
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20065403A NO325521B1 (en) | 2006-11-23 | 2006-11-23 | Assembly for pressure control during drilling and method for pressure control during drilling in a formation with unforeseen high formation pressure |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20100006282A1 (en) |
| EP (1) | EP2087197A1 (en) |
| AU (1) | AU2007322444A1 (en) |
| BR (1) | BRPI0719073A2 (en) |
| CA (1) | CA2670093A1 (en) |
| NO (1) | NO325521B1 (en) |
| WO (1) | WO2008063072A1 (en) |
Families Citing this family (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7900717B2 (en) * | 2006-12-04 | 2011-03-08 | Baker Hughes Incorporated | Expandable reamers for earth boring applications |
| US8657039B2 (en) | 2006-12-04 | 2014-02-25 | Baker Hughes Incorporated | Restriction element trap for use with an actuation element of a downhole apparatus and method of use |
| US8297381B2 (en) | 2009-07-13 | 2012-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Stabilizer subs for use with expandable reamer apparatus, expandable reamer apparatus including stabilizer subs and related methods |
| BR112013008051B1 (en) | 2010-09-20 | 2020-04-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | method of operating an isolation valve in a well hole and isolation assembly for use in a well hole |
| US9222350B2 (en) | 2011-06-21 | 2015-12-29 | Diamond Innovations, Inc. | Cutter tool insert having sensing device |
| CN102242606A (en) * | 2011-07-01 | 2011-11-16 | 刘白杨 | Hydraulic pressurizer |
| CA2861641C (en) * | 2012-01-04 | 2017-05-02 | Saudi Arabian Oil Comapny | Active drilling measurement and control system for extended reach and complex wells |
| NO20130184A1 (en) * | 2013-02-05 | 2013-11-18 | Tco As | Device and method for protecting crushable production well plugs against falling objects with one layer of viscous liquid |
| GB2518612B (en) * | 2013-09-25 | 2020-07-15 | Equinor Energy As | Method of sealing a well |
| GB2525396B (en) * | 2014-04-22 | 2020-10-07 | Managed Pressure Operations | Method of operating a drilling system |
| CN111255443B (en) * | 2020-02-20 | 2023-07-25 | 中国石油大学(华东) | Underground gas invasion intelligent control system |
| CN111472711B (en) * | 2020-04-13 | 2023-07-28 | 牡丹江市井田石油钻采配件有限公司 | Packer |
| CN113250643B (en) * | 2021-06-23 | 2021-10-08 | 中国石油大学(华东) | Control method of dynamic well killing underground intelligent packer |
Family Cites Families (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1176531A (en) * | 1967-01-03 | 1970-01-07 | Gils Adrianus Van | A Process and an Apparatus for Bringing Under Control an Unexpectedly Producing Well |
| US3503445A (en) * | 1968-04-16 | 1970-03-31 | Exxon Production Research Co | Well control during drilling operations |
| US3529665A (en) * | 1968-12-13 | 1970-09-22 | Lynes Inc | Method of testing,treating and isolating formations during drilling |
| US3853177A (en) * | 1970-02-19 | 1974-12-10 | Breston M | Automatic subsurface blowout prevention |
| US3746097A (en) * | 1970-10-16 | 1973-07-17 | Breston M | Subsurface blowout prevention |
| US3908769A (en) * | 1973-01-04 | 1975-09-30 | Shell Oil Co | Method and means for controlling kicks during operations in a borehole penetrating subsurface formations |
| US4367794A (en) * | 1980-12-24 | 1983-01-11 | Exxon Production Research Co. | Acoustically actuated downhole blowout preventer |
| RO89841A (en) * | 1983-02-04 | 1986-07-30 | Van Gils Adrianus W.,Nl | BLOW-OUT PREVENTER |
| US4588035A (en) * | 1983-02-04 | 1986-05-13 | I I. E. Innovation Enterprise Ltd. | Down hole blow out preventer and method of use |
| US4733233A (en) * | 1983-06-23 | 1988-03-22 | Teleco Oilfield Services Inc. | Method and apparatus for borehole fluid influx detection |
| GB8514887D0 (en) * | 1985-06-12 | 1985-07-17 | Smedvig Peder As | Down-hole blow-out preventers |
| US5180015A (en) * | 1990-10-04 | 1993-01-19 | Halliburton Company | Hydraulic lockout device for pressure controlled well tools |
| NO180055C (en) * | 1992-10-16 | 1997-02-05 | Norsk Hydro As | Blowout for closing an annulus between a drill string and a well wall when drilling for oil or gas |
| CA2133286C (en) * | 1993-09-30 | 2005-08-09 | Gordon Moake | Apparatus and method for measuring a borehole |
| WO1998016712A1 (en) * | 1996-10-11 | 1998-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for drilling boreholes |
| US6148912A (en) * | 1997-03-25 | 2000-11-21 | Dresser Industries, Inc. | Subsurface measurement apparatus, system, and process for improved well drilling control and production |
| NO306418B1 (en) * | 1998-03-23 | 1999-11-01 | Rogalandsforskning | blowout preventer |
| US6766703B1 (en) * | 1999-02-05 | 2004-07-27 | Sensor Dynamics Limited | Apparatus and method for enhancing remote sensor performance and utility |
| NO309396B1 (en) * | 1999-03-30 | 2001-01-22 | Norske Stats Oljeselskap | Method and system for testing a borehole using a movable plug |
| US20020112888A1 (en) * | 2000-12-18 | 2002-08-22 | Christian Leuchtenberg | Drilling system and method |
| 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 |
| US6790812B2 (en) * | 2001-11-30 | 2004-09-14 | Baker Hughes Incorporated | Acid soluble, high fluid loss pill for lost circulation |
| US7012545B2 (en) * | 2002-02-13 | 2006-03-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annulus pressure operated well monitoring |
| US20100170673A1 (en) * | 2009-01-08 | 2010-07-08 | Baker Hughes Incorporated | System and method for downhole blowout prevention |
-
2006
- 2006-11-23 NO NO20065403A patent/NO325521B1/en not_active IP Right Cessation
-
2007
- 2007-11-12 BR BRPI0719073-5A patent/BRPI0719073A2/en not_active IP Right Cessation
- 2007-11-12 US US12/516,076 patent/US20100006282A1/en not_active Abandoned
- 2007-11-12 CA CA002670093A patent/CA2670093A1/en not_active Abandoned
- 2007-11-12 EP EP07851976A patent/EP2087197A1/en not_active Withdrawn
- 2007-11-12 WO PCT/NO2007/000399 patent/WO2008063072A1/en active Application Filing
- 2007-11-12 AU AU2007322444A patent/AU2007322444A1/en not_active Abandoned
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2670093A1 (en) | 2008-05-29 |
| AU2007322444A1 (en) | 2008-05-29 |
| US20100006282A1 (en) | 2010-01-14 |
| NO20065403L (en) | 2008-05-26 |
| BRPI0719073A2 (en) | 2014-05-20 |
| WO2008063072A1 (en) | 2008-05-29 |
| EP2087197A1 (en) | 2009-08-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO325521B1 (en) | Assembly for pressure control during drilling and method for pressure control during drilling in a formation with unforeseen high formation pressure | |
| NO344673B1 (en) | Universal offshore riser system | |
| US10920507B2 (en) | Drilling system and method | |
| RU2520201C1 (en) | Well pressure maintaining method | |
| NO20160812L (en) | Underbalanced well drilling and production | |
| NO344231B1 (en) | Assembly and method for transient and continuous testing of an open part of a borehole | |
| NO20111730A1 (en) | Gravel packing complements in side wells in oil and gas wells | |
| NO328382B1 (en) | completion System | |
| NO337133B1 (en) | Apparatus and method for inserting a new drill string element into the drill string in a well | |
| NO341483B1 (en) | Method of controlling the pressure in the annulus during wellbore | |
| NO339578B1 (en) | Method and system for conducting drilling fluid using a structure floating in a surface of an ocean | |
| NO326125B1 (en) | Device and method of deployable well valve. | |
| NO341948B1 (en) | SYSTEM AND PROCEDURE FOR REGULATING RINGROOM PRESSURE IN A BORROW DURING USING GAS LIFT IN BOREFLUID PIPE | |
| NO314771B1 (en) | Drilling frame for an underwater wellhead assembly | |
| NO343190B1 (en) | Production assembly to control production from production tubes as well as methods for communicating with a component downhole in a well | |
| US8851181B2 (en) | Method for circulating a fluid entry out of a subsurface wellbore without shutting in the wellbore | |
| Yin et al. | A field case study of managed pressure drilling in offshore ultra high-pressure high-temperature exploration well in the South China Sea | |
| NO333727B1 (en) | Apparatus and methods for formation testing by pressure painting in an isolated, variable volume | |
| Ziegler et al. | Successful application of deepwater dual gradient drilling | |
| Fossli et al. | Controlled mud-cap drilling for subsea applications: well-control challenges in deep waters | |
| Falk et al. | Well control when drilling with a partly-evacuated marine drilling riser | |
| Yeo et al. | Offshore deepwater managed pressure drilling and riser gas handling equipment design | |
| Vestavik et al. | Reelwell Drilling Method—A Unique Combination of MPD and Liner Drilling | |
| Sammat et al. | Managed pressure drilling experience on deepwater application in West Africa | |
| MX2014000417A (en) | Formation testing in managed pressure drilling. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CREP | Change of representative |
Representative=s name: ZACCO NORWAY AS, POSTBOKS 2003 VIKA |
|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |