NO326572B1 - System and method for testing drilling control systems - Google Patents
System and method for testing drilling control systems Download PDFInfo
- Publication number
- NO326572B1 NO326572B1 NO20071931A NO20071931A NO326572B1 NO 326572 B1 NO326572 B1 NO 326572B1 NO 20071931 A NO20071931 A NO 20071931A NO 20071931 A NO20071931 A NO 20071931A NO 326572 B1 NO326572 B1 NO 326572B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- drilling
- regulation
- integrated
- control
- dcs
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 207
- 238000012360 testing method Methods 0.000 title claims abstract description 67
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 19
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims abstract description 24
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims abstract description 9
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 claims description 116
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 230000002265 prevention Effects 0.000 claims 1
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000011058 failure modes and effects analysis Methods 0.000 description 4
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 3
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 3
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000003466 anti-cipated effect Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011990 functional testing Methods 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 1
- 230000007474 system interaction Effects 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 238000012795 verification 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
- 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
-
- G—PHYSICS
- G05—CONTROLLING; REGULATING
- G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
- G05B17/00—Systems involving the use of models or simulators of said systems
- G05B17/02—Systems involving the use of models or simulators of said systems electric
-
- G—PHYSICS
- G05—CONTROLLING; REGULATING
- G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
- G05B23/00—Testing or monitoring of control systems or parts thereof
- G05B23/02—Electric testing or monitoring
- G05B23/0205—Electric testing or monitoring by means of a monitoring system capable of detecting and responding to faults
- G05B23/0218—Electric testing or monitoring by means of a monitoring system capable of detecting and responding to faults characterised by the fault detection method dealing with either existing or incipient faults
- G05B23/0256—Electric testing or monitoring by means of a monitoring system capable of detecting and responding to faults characterised by the fault detection method dealing with either existing or incipient faults injecting test signals and analyzing monitored process response, e.g. injecting the test signal while interrupting the normal operation of the monitored system; superimposing the test signal onto a control signal during normal operation of the monitored system
Abstract
En anordning for testing av et integrert reguleringssystem (1) hvori det integrerte reguleringssystemet (1) er innrettet forregulering av et borefartøy (2), hvor borefartøyet (2) er innrettet for boreoperasjoner, hvor det integrerte reguleringssystemet (1) omfatter. et borereguleringssystem DCS (3) for regulering av et boresystem (7)hvor borereguleringssystemet (3) er innrettet til å motta sensorsignaler (31) vedrørende boreoperasjonene og videre til å forsyne pådrag (33) til boresystemet (7) for å utføre de ønskete boreoperasjonene,hvor borereguleringssystemet (3) er innrettet til å styre ett eller flere boreoperasjoner og omfatter ett eller reguleringsundersystemer,hvor anordningen er innrettet for testing av feil i det integrerte reguleringssystemet (1) som skyldes svikt i ett eller flere reguleringsundersystemer i det integrerte reguleringssystemet (1) eller fra svikt i samvirket mellom reguleringsundersystemene i det integrerte reguleringssystemet (1) eller fra en kombinasjon derav.An apparatus for testing an integrated control system (1) wherein the integrated control system (1) is adapted to pre-regulate a drilling vessel (2), the drilling vessel (2) being adapted for drilling operations, the integrated control system (1) comprising. a drilling control system DCS (3) for regulating a drilling system (7) wherein the drilling control system (3) is arranged to receive sensor signals (31) relating to the drilling operations and further to supply application (33) to the drilling system (7) to perform the desired drilling operations. , wherein the drilling control system (3) is arranged to control one or more drilling operations and comprises one or more control subsystems, wherein the device is arranged for testing faults in the integrated control system (1) due to failure of one or more control subsystems in the integrated control system (1 ) or from failure of the interaction between the control subsystems in the integrated control system (1) or from a combination thereof.
Description
System og fremgangsmåte for testing av reguleringssystemer for boring Introduksjon System and procedure for testing regulation systems for drilling Introduction
Den foreliggende oppfinnelsen vedrører et system og en fremgangsmåte for testing av reguleringssystemer for boring på fartøy innrettet til boreoperasjoner. Reguleringssystemer for boring påvirkes både av fartøyet hvor boringssystemene er anordnet samt av boreoperasjonen som skal utføres. Boresystemer krever store mengder kraft. Det er dermed en vekselvirkning mellom kraftreguleringssystemene til fartøyet og reguleringssystemene for boring. Alle disse systemene må kunne samvirke korrekt for å tillate at fartøyet som helhet fungerer på en korrekt måte i løpet av boringsoperasjonene. Selv om hver enkelt av reguleringsundersystemene for boring slik som tåmboremaskin, hivkompensasjon og slampumper kan operere uavhengig, må disses reguleringssystem ofte fungere sammen og det kari oppstå feilsituasjoner fra disse vekselvirkningene eller fra svikt i en eller flere av komponentene eller sammenkoblingene derimellom. The present invention relates to a system and a method for testing control systems for drilling on vessels designed for drilling operations. Regulation systems for drilling are affected both by the vessel where the drilling systems are installed and by the drilling operation to be carried out. Drilling systems require large amounts of power. There is thus an interaction between the power regulation systems of the vessel and the regulation systems for drilling. All these systems must be able to interact correctly to allow the vessel as a whole to function correctly during the drilling operations. Although each of the regulation sub-systems for drilling, such as the core drilling machine, heave compensation and mud pumps, can operate independently, their regulation system must often work together and error situations can arise from these interactions or from failure of one or more of the components or connections between them.
Boreoperasjoner betraktes i denne sammenheng å omfatte enhver operasjon som utføres under forberedelsen, boringen og ferdigstillelsen av en brønn fra den innledende posisjonering av borefartøyet til brønnen er produksjonsklar. En svikt i ett av systemene kan påvirke alle systemene om bord fartøyene og kan forårsake alvorlige feil som resulterer i skade på fartøyet eller alvorlige miljøkonsekvenser. Det foreligger idag ingen testsystemer som tillater testing av samvirket mellom dynamiske posisjoneringssystem (DP eng: Dynamic positioning), kraftreguleirngssystem (PMS eng: Power management system) eller reguleringssystem for boring (DCS eng: drilling control system) mens det testes for situasjoner som kan forårsake potensielt farlige eller risikofylte situasjoner. Det vil videre være fordelaktig å teste reguleringssystemer mens disse systemene ikke er tilkoblet til systemene som de er tenkt å styre, for det første for å unngå å skade systemene, for det andre for å kunne teste for situasjoner som sjeldent oppstår og som er svært uønskede og potensielt destruktive. Testingen av reguleringssystemvekselvirkninger er særlig vanskelig når flere reguleringssystemprodusenter forsyner reguleringssystemer som skal være sammenkoblet i et toppnivårreguleringssystem. Dersom feil oppstår kan disse resultere i svært kostbare borenedstengninger eller i verste feil i utstyrssvikt. Gitt de ekstremt høye kostnadene forbundet med selv mindre forsinkelser i petroleumsproduksjon og -boring er det av stor økonomisk og miljømessig betydning å oppdage potensielle feil knyttet til reguleringssystemene før disse oppstår og utføre egnede opprettende handlinger. Drilling operations are considered in this context to include any operation carried out during the preparation, drilling and completion of a well from the initial positioning of the drilling vessel until the well is ready for production. A failure in one of the systems can affect all the systems on board the vessels and can cause serious errors resulting in damage to the vessel or serious environmental consequences. There are currently no test systems that allow testing of the interaction between dynamic positioning systems (DP eng: Dynamic positioning), power regulation systems (PMS eng: Power management systems) or regulation systems for drilling (DCS eng: drilling control systems) while testing for situations that can cause potentially dangerous or risky situations. It would also be advantageous to test control systems while these systems are not connected to the systems they are intended to control, firstly to avoid damaging the systems, secondly to be able to test for situations that rarely occur and are highly undesirable and potentially destructive. The testing of control system interactions is particularly difficult when several control system manufacturers supply control systems that are to be interconnected in a top-level control system. If errors occur, these can result in very expensive drilling shutdowns or in the worst case of equipment failure. Given the extremely high costs associated with even minor delays in petroleum production and drilling, it is of great economic and environmental importance to detect potential errors related to the regulatory systems before they occur and take appropriate corrective actions.
Den foreliggende oppfinnelsen søker å avhjelpe i det minste enkelte av de tidligere nevnte problemene ved å simulere i det minste ett eller flere reelle systemer på fartøyet og forsyne reelle og / eller simulerte signaler til et flertall reguleringssystemer for å avgjøre hvorvidt disse sammenkoblede reguleringssystemene responderer på en adekvat måte når disse utsettes for simulerte og/eller reelle scenarier eller en kombinasjon av reelle og simulerte scenarier hvor disse representeres ved signaler. Systemet i henhold til oppfinnelsen kan også omfatte en signalmodifiserende datamaskin innrettet for å modifisere signalgangen til og fra de reelle reguleringssystemene og simulerte fysiske systemene slik at feil og endringer kan innføres i signalene og tillate funksjonell- og feilmodustesting av en kombinasjon av reguleringssystem. The present invention seeks to remedy at least some of the previously mentioned problems by simulating at least one or more real systems on the vessel and supplying real and/or simulated signals to a plurality of control systems in order to determine whether these interconnected control systems respond to a adequately when these are exposed to simulated and/or real scenarios or a combination of real and simulated scenarios where these are represented by signals. The system according to the invention can also include a signal modifying computer designed to modify the signal path to and from the real control systems and simulated physical systems so that errors and changes can be introduced into the signals and allow functional and failure mode testing of a combination of control systems.
Bakgrunnsteknikk Background technology
Hardware in the loop simulering forenhetstesting. Hardware in the loop simulation unit testing.
Regulerings- og sikkerhetssystemene til et borefartøy kan omfatte flere reguleirngssystemer og sikkerhetssystemer for forskjellige undersystem. Idag, ved enhetstesting av reguleringssystemet, reguleringssystemene og sikkerhetssystemene som omfattes av toppnivåreguleringssystemene, det vil si reguleringssystemet for boring, blir de testet en av gangen. The regulation and safety systems of a drilling vessel can comprise several regulation systems and safety systems for different subsystems. Today, when unit testing the control system, the control systems and the safety systems that are included in the top level control systems, i.e. the control system for drilling, they are tested one at a time.
I henhold til den kjente teknikk blir de enkelte individuelle reguleringsundersystem for boring testet ved enhetstesting ved å anordne reguleringsundersystemet som skal testes ii en hardware-in-the-loop simulering. Ved normal drift vil reguleringsundersystemet mate ut aktuatorreguleringssignaler som overføres til aktuatorer i det respektive undersystemet for boring, og reguleringsundersystemet vil bli innmatet med sensorsignaler fra relevante sensorer i undersystemene. Reguleringsundersystemet omfatter i det minste en datamaskin hvor en algoritme beregner utmatingssignaler til aktuatorene basert på innmatingssignalene fra relevante sensorer og muligens innmatingskommandosignaler fra en operatør. I hardware-in-the-loop testing frakobles borereguleringsundersystemet fra boresystemet og blir isteden tilkoblet en boringssystemsimulator. I dette oppsettet blir aktuatorsignalene som utmates fra borereguleringsundersystemet oversendt til en boresystemsimulator. Boresystemsimulatoren vil omfatte i det minste en datamaskin som kjører en algoritme som béregner sensorsignaler som ville ha utløpt fra det reelle boringsundersystemet gitt egnede initialbetingelser samt aktuatorutmatingssignalene mottatt fra reguleringsundersystemet som testes. Hensikten med hardware-in-the-loop testing er å undersøke hvorvidt borereguleringsundersystemene fungerer tilfredsstillende, med andre ord med tilstrekkelig nøyaktighet, robusthet og båndbredde og hvorvidt de gitte funksjonene til borereguleringsundersystemet er i overensstemmelse med dens funksjonelle beskrivelse når boreundersystemet styres av borereguleringsundersystemet. Videre kan hardware-in-the-loop testing benyttes for å undersøke hvorvidt borereguleringsundersystemet er i stand til å detektere og håndtere feilsituasjoner på en god måte når det styrer dens korresponderende boreundersystem. According to the known technique, the individual individual control subsystems for drilling are tested by unit testing by arranging the control subsystem to be tested in a hardware-in-the-loop simulation. In normal operation, the control subsystem will output actuator control signals which are transmitted to actuators in the respective subsystem for drilling, and the control subsystem will be fed with sensor signals from relevant sensors in the subsystems. The regulation subsystem comprises at least one computer where an algorithm calculates output signals to the actuators based on the input signals from relevant sensors and possibly input command signals from an operator. In hardware-in-the-loop testing, the drilling control subsystem is disconnected from the drilling system and instead connected to a drilling system simulator. In this setup, the actuator signals output from the drilling control subsystem are transmitted to a drilling system simulator. The drilling system simulator will include at least one computer running an algorithm that calculates sensor signals that would have been output from the real drilling subsystem given suitable initial conditions as well as the actuator output signals received from the control subsystem under test. The purpose of hardware-in-the-loop testing is to investigate whether the drilling control subsystems function satisfactorily, in other words with sufficient accuracy, robustness and bandwidth and whether the given functions of the drilling control subsystem are in accordance with its functional description when the drilling subsystem is controlled by the drilling control subsystem. Furthermore, hardware-in-the-loop testing can be used to investigate whether the drilling regulation subsystem is able to detect and handle error situations in a good way when it controls its corresponding drilling subsystem.
Marine Cybernetics har foreslått systemer for testing av vekselvirkningene mellom dynamiske posisjoneirngssystem (DP) og kraftreguleirngssystem (PMS) i flere patentpublikasjoner slik som PCT/NO2005/000138 og PCT/NO2005/000122. Imidlertid omfatter ikke disse testing av vekselvirkningene mellom reguleringssystemer i bruk ved boreoperasjoner. Disse reguleringssystemene har særlige problemstillinger. Det er dermed en betydelig forskjell mellom både omfanget av patentene, det teknologiske området på hvilket disse patentene er anvendt og utførelsen av de foreslåtte fremgangsmåtene mellom de tidligere søknadene til søker og den foreliggende oppfinnelsen. Marine Cybernetics has proposed systems for testing the interactions between dynamic positioning system (DP) and power control system (PMS) in several patent publications such as PCT/NO2005/000138 and PCT/NO2005/000122. However, these do not include testing the interactions between control systems in use during drilling operations. These regulatory systems have special problems. There is thus a significant difference between both the scope of the patents, the technological area to which these patents are applied and the execution of the proposed methods between the applicant's previous applications and the present invention.
Aker Kværener har mellom andre foreslått simulatorer for simulering av funksjonen til deres selveide Drilling Control And Management System, som vist i Among other things, Aker Kværener has proposed simulators for simulating the function of their proprietary Drilling Control And Management System, as shown in
(http://www.akerkvaerner.com/NR/rdonlyres/65BEFA6C-36EB-4520-8662-1ECC38CCD51 A/14056/14DrillingControlMonitoringSystems.pdf). Imidlertid er det ikke gitt noen indikasjon på at simuleringsmetoden tillater testingen av mulige vekselvirkningseffekter, eller svikt eller feil i reguleringssystemet. (http://www.akerkvaerner.com/NR/rdonlyres/65BEFA6C-36EB-4520-8662-1ECC38CCD51 A/14056/14DrillingControlMonitoringSystems.pdf). However, no indication has been given that the simulation method allows the testing of possible interaction effects, or failures or errors in the regulatory system.
US-patent US 7286959 B2 beskriver testutstyr for en borekrone som kan benyttes for å automatisk beregne og generere grafer for ytelsesmålinger. US patent US 7286959 B2 describes test equipment for a drill bit that can be used to automatically calculate and generate graphs for performance measurements.
US-patent 7092848 B2 beskriver testrutiner for et styringssystem til en arbeidsmaskin, inkludert et reguleringssystem, en komponent, en delkomponent som påvirkes av operasjoner på komponenten, og en sensor som monitorerer karakteristikken til delkomponenten. US Patent 7092848 B2 describes test routines for a control system for a work machine, including a control system, a component, a subcomponent that is affected by operations on the component, and a sensor that monitors the characteristics of the subcomponent.
Kort sammendrag av oppfinnelsen. Brief summary of the invention.
Den foreliggende oppfinnelsen viser en anordning for testing av et integrert reguleringssystem hvor det integrerte reguleringssystemet er innrettet for regulering av et borefartøy, hvor borefartøyet er innrettet til boreoperasjoner, hvor det integrerte reguleringssystemet omfatter The present invention shows a device for testing an integrated regulation system where the integrated regulation system is designed for regulation of a drilling vessel, where the drilling vessel is designed for drilling operations, where the integrated regulation system comprises
<*> et borereguleringssystem DCS for styring av et boresystem, <*> a drilling control system DCS for controlling a drilling system,
<*> hvor DCS er innrettet til mottak av sensorsignaler vedrørende boreoperasjonene og for forsyning av reguleringssignaler til boresystemet slik at de ønskede boreoperasjonene kan utføres, <*> hvor DCS er innrettet for regulering av et flertall boreoperasjoner og omfatter flere reguleringsundersystemer, <*> hvor anordningen er innrettet for testing av feil i det integrerte reguleringssystemet som resulterer av svikt i ett eller flere av reguleringsdelssystemene i det integrerte reguleringssystemet eller fra feil i samvirke mellom reguleringsundersystemene i det integrerte reguleringssystemet eller fra en kombinasjon derav. Oppfinnelsen viser videre en fremgangsmåte for testing av et integrert reguleringssystem hvor det integrerte reguleringssystemet er innrettet for regulering av et borefartøy iløpet av boreoperasjoner, hvor det integrerte reguleringssystemet omfatter <*> en DCS innrettet for mottak av sensorsignaler som vedrørende boreoperasjonene og for å forsyne reguleringssignaler til et boresystem for utførelsen av de ønskede boreoperasjonene, <*> hvor nevnte DCS er innrettet for regulering av et flertall boreoperasjoner og omfatter et flertall boreundersystemet, <*> hvor testingen omfatter å forsyne feilaktige, simulerte, reelle eller modifiserte signaler eller en kombinasjon derav til det integrerte reguleringssystemet for testing av feil i det integrerte reguleringssystemet som resulterer av svikt i ett eller flere av reguleringsundersystemene i det integrerte reguleringssystemet eller fra svikt i vekselvirkningene mellom reguleringsundersystemene i det integrerte reguleringssystemet eller fra en kombinasjon derav. <*> where the DCS is designed to receive sensor signals relating to the drilling operations and for the supply of control signals to the drilling system so that the desired drilling operations can be carried out, <*> where the DCS is designed to control a majority of drilling operations and includes several control subsystems, <*> where the device is designed for testing errors in the integrated regulation system that result from failure in one or more of the regulation sub-systems in the integrated regulation system or from errors in cooperation between the regulation sub-systems in the integrated regulation system or from a combination thereof. The invention further shows a method for testing an integrated control system, where the integrated control system is designed for control of a drilling vessel during drilling operations, where the integrated control system comprises <*> a DCS designed for receiving sensor signals relating to the drilling operations and for supplying control signals to a drilling system for the execution of the desired drilling operations, <*> where said DCS is arranged for the regulation of a plurality of drilling operations and comprises a plurality of drilling subsystems, <*> where the testing comprises supplying erroneous, simulated, real or modified signals or a combination thereof to the integrated control system for testing errors in the integrated control system resulting from failure of one or more of the control subsystems of the integrated control system or from failure of the interactions between the control subsystems of the integrated control system or from a combination thereof.
Ytterligere fordelaktige utførelser av oppfinnelsen er vist i de vedføyde uselvstendige krav. Further advantageous embodiments of the invention are shown in the appended independent claims.
Figuroverskrifter. Figure headings.
Figurene er kun tiltenkt i illustrasjonsøyemed og skal ikke kunne tolkes begrensende for oppfinnelsen som kun skal være begrenset av de vedføyde krav. Figur 1 illustrerer et integrert reguleringssystem (1) i henhold til en utførelse av oppfinnelsen, omfattende et borereguleringssystem (3) et kraftreguleringssystem (4) og et DP-régulerihgssystem (5). Reguleringssystemene er vist styrende forskjellig utstyr og systemer om bord et fartøy (2) hvori det på fartøyet er anordnet en kraftstasjon (6). Aktuatorerer (21) for regulering av fartøyposisjonen er også vist. Forskjellige boreoperasjoner og utstyr for disse operasjonene er indikert slik som rørhåndtering, hivkompensasjon for borestrengen, heisespillet, løpeblokk, toppmontert boreenhet, slampumpe, hivkompensator, stigerøret, borestrengen og BOP er vist skjematisk som en del av boresystemet (7). Figur 2 illustrerer et foreslått testoppsett hvor det integrerte reguleringssystemet (1) er illustrert omfattende de samme komponentene som i figur 1.1 denne utførelsen av oppfinnelsen er fartøyet (2), kraftstasjonen (6) og boreoperasjonssystemene (7) erstattet av korresponderende simulerte enheter, simulert fartøy (2') simulert kraftstasjon (6<1>) og simulerte boreoperasjoner (7') i et såkalt hardware-in-the-loop HIL-testkonfigurasjon. Figur 3 illustrerer et foreslått testoppsett hvor det integrerte reguleringssystemet (1) er vist å omfatte de samme komponentene som i Figur 1.1 denne utførelsen av oppfinnelsen er en eller flere av fartøyet (2), kraftstasjonen (6) og boreoperasjonssystemene (7) erstattet av korresponderende simulerte enheter, simulert fartøy (2'), simulert kraftstasjon (6<1>) og simulerte boreoperasjoner (7<1>). Mellom det integrerte reguleringssystemet (1) og de reelle og / eller simulerte systemene styrt av det integrerte boresystemet (1) er det anordnet en breakout box (8) innrettet for styring av et eller flere av signalene til og fra det integrerte reguleringssystemet (1) til en signalmodifiserende datamaskin (80) hvor signalene kan modifiseres før de overføres. The figures are only intended for illustration purposes and should not be interpreted as limiting the invention, which should only be limited by the appended claims. Figure 1 illustrates an integrated control system (1) according to an embodiment of the invention, comprising a drilling control system (3), a force control system (4) and a DP control system (5). The regulation systems are shown controlling various equipment and systems on board a vessel (2) in which a power station (6) is arranged on the vessel. Actuators (21) for regulating the vessel position are also shown. Different drilling operations and equipment for these operations are indicated such as pipe handling, heave compensation for the drill string, hoist winch, runner block, top mounted drilling unit, mud pump, heave compensator, riser, drill string and BOP are shown schematically as part of the drilling system (7). Figure 2 illustrates a proposed test setup where the integrated control system (1) is illustrated comprising the same components as in Figure 1.1 this embodiment of the invention is the vessel (2), the power station (6) and the drilling operation systems (7) replaced by corresponding simulated units, simulated vessel (2') simulated power station (6<1>) and simulated drilling operations (7') in a so-called hardware-in-the-loop HIL test configuration. Figure 3 illustrates a proposed test setup where the integrated control system (1) is shown to include the same components as in Figure 1.1 this embodiment of the invention is one or more of the vessel (2), the power station (6) and the drilling operation systems (7) replaced by corresponding simulated units, simulated vessel (2'), simulated power station (6<1>) and simulated drilling operations (7<1>). Between the integrated regulation system (1) and the real and/or simulated systems controlled by the integrated drilling system (1) there is a breakout box (8) arranged for controlling one or more of the signals to and from the integrated regulation system (1) to a signal modifying computer (80) where the signals can be modified before being transmitted.
Utførelser av oppfinnelsen Embodiments of the invention
Oppfinnelsen vil i det videre bli beskrevet med henvisning til de vedføyde figurer og vil beskrive et antall utførelser i henhold til oppfinnelsen. Det bør anføres at oppfinnelsen ikke skal være begrenset av utførelsen beskrevet i denne beskrivelsen og at enhver utførelse som ligger innen oppfinnelsens ånd også bør anses å være del av beskrivelsen. The invention will further be described with reference to the attached figures and will describe a number of embodiments according to the invention. It should be stated that the invention should not be limited by the embodiment described in this description and that any embodiment that is within the spirit of the invention should also be considered to be part of the description.
Den foreliggende oppfinnelsen beskriver en anordning for testing av et integrert reguleringssystem (1) hvori det integrerte reguleringssystemet (1) er innrettet for regulering av et borefartøy (2). Borefartøyet (2) kan være en flytende boreplattform, et boreskip, eller enhver annen form for flytende installasjon innrettet for marine boreoperasjoner. Borefartøyet (2) er innrettet for boreoperasjoner, hvor flere reguleringssystemer styrer forskjellige aspekter av de nødvendige operasjoner. Disse reguleringssystemene kan kalles et integrert reguleringssystem (1) og omfatter i det minste et borereguleirngssystem DCS (3) for regulering av et boresystem (7). Et kraftreguleirngssystem PMS (4) for regulering av en kraftstasjon (6) kan i enkelte utførelser av oppfinnelse være ansett å være del av det integrerte reguleringssystemet (1). Kraftstasjonen (6) bør forsyne tilstrekkelig mengde kraft til boreoperasjonene (7) slik at boreoperasjonene kan utføres på en tilfredsstillende og trygg måte. DCS (3) er innrettet for mottak av sensorsignaler (31) relatert til boreoperasjonene og for å forsyne borereguleringssignaler (33) til boresystemene (7) slik at de nødvendige boreoperasjonene utføres. DCS (3) bør i en utførelse av oppfinnelsen forsyne kraftreguleirngssignaler (32) til PMS (4) som gir kraftbehovet til boresystemet (7). Anordningen i henhold til oppfinnelsen er innrettet for testing av feil i det integrerte boresystemet som skyldes vekselvirkninger mellom komponenter i det integrerte reguleringssystemet (1). The present invention describes a device for testing an integrated regulation system (1) in which the integrated regulation system (1) is arranged for regulation of a drilling vessel (2). The drilling vessel (2) can be a floating drilling platform, a drilling ship, or any other type of floating installation designed for marine drilling operations. The drilling vessel (2) is designed for drilling operations, where several control systems control different aspects of the necessary operations. These regulation systems can be called an integrated regulation system (1) and comprise at least a drilling regulation system DCS (3) for regulation of a drilling system (7). A power regulation system PMS (4) for regulation of a power station (6) can in some embodiments of the invention be considered to be part of the integrated regulation system (1). The power station (6) should supply a sufficient amount of power to the drilling operations (7) so that the drilling operations can be carried out in a satisfactory and safe manner. The DCS (3) is designed to receive sensor signals (31) related to the drilling operations and to supply drilling control signals (33) to the drilling systems (7) so that the necessary drilling operations are carried out. In one embodiment of the invention, the DCS (3) should supply power regulation signals (32) to the PMS (4) which provide the power requirement for the drilling system (7). The device according to the invention is designed for testing errors in the integrated drilling system which are due to interactions between components in the integrated regulation system (1).
Borereguleringssystemene (3) kan installeres på nye borefartøy (2) eller ettermonteres på eksisterende borefartøy (2). Reguleringssystemene er hovedsakelig softwarebaserte og kan være anordnet i nærheten av eller på innsiden av borerens "dog house" (borekabinen). Enkelte av de mest vanlige borereguleringssystemene i bruk idag er "Cyberbase", av National Oilwell Varco, "Digital Drilling Control System" (DDCS), av OEM, "Drilling Control and Mdnitoring System"(DCMS) / "Drillview" av Aker Kværner og "On Track" av Sense EDM. The drilling control systems (3) can be installed on new drilling vessels (2) or retrofitted on existing drilling vessels (2). The regulation systems are mainly software-based and can be arranged near or inside the driller's "dog house" (the drilling cabin). Some of the most common drilling control systems in use today are "Cyberbase", by National Oilwell Varco, "Digital Drilling Control System" (DDCS), by OEM, "Drilling Control and Mdnitoring System"(DCMS) / "Drillview" by Aker Kværner and "On Track" by Sense EDM.
Borereguleringssystemer (3) styrer flere av de svært komplekse funksjonene til boresystemet (7). En beskrivelse av enkelte av hovedkomponentene er beskrevet i det følgende. Alle Drilling control systems (3) control several of the very complex functions of the drilling system (7). A description of some of the main components is described below. Everyone
operasjonene i boresystemet blir testet for god funksjon, og alle forskjellige vekselvirkninger mellom borereguleringsundersystemene blir testet for og verifisert i henhold til oppfinnelsen. the operations in the drilling system are tested for proper functioning, and all the various interactions between the drilling control subsystems are tested for and verified according to the invention.
Den toppmonterte boreenheten (eng: top drive) er en motor som er innrettet til rotasjon av borerøret som vanligvis er elektrisk drevet. Boreenheten bør forsyne dreimoment til borestrengen i begge retninger. Den bør sette dreiemomentet i løpet av boreoperasjonen og også gi tilstrekkelig dreimoment ved sammenskruings når man kobler sammen rørstusser mellom tilstøtende rørlengder. Rotasjonshastigheten til røret i løpet av boringen bør settes av den toppmonterte boreenheten. The top-mounted drilling unit (eng: top drive) is a motor that is designed to rotate the drill pipe, which is usually electrically driven. The drilling unit should supply torque to the drill string in both directions. It should set the torque during the drilling operation and also provide sufficient torque when screwing together when connecting pipe fittings between adjacent pipe lengths. The rotation speed of the pipe during drilling should be set by the top mounted drilling unit.
Den toppmonterte boreenheten bør også drive rørhåndteirngsenheten ved boreenheten hvor rørhåndteringsenheten styrer et flertall andre borestrengsoperasjoner slik som åpning og lukking av den fjernstyrte ventilen I.BOP åpning og stenging av heisen, inn og utsvingning av heisbøylene, dannelse og fjerning av sviveltiikoblingen til den toppmonterte boreenheten til og fra strengen, og kan også omfatte utstyr for løfting eller senkning, eller til- eller frakobling av sviveltiikoblingen til strengen. The top mounted drilling unit should also drive the pipe handling unit at the drilling unit where the pipe handling unit controls a majority of other drill string operations such as opening and closing of the remote controlled valve I.BOP, opening and closing of the lift, in and out of the lift shackles, forming and removing the swivel disconnect of the top mounted drilling unit to and from the string, and may also include equipment for lifting or lowering, or connecting or disconnecting the swivel connection to the string.
Reguleringssystemet til den toppmonterte boreenheten bør motta sensorsignaler fra den toppmonterte boreenheten og forsyne reguleringssignaler til det toppmonterte reguleringssystemet slik at det toppmonterte boringssystemet blant annet gir korrekt dreieretning for strengen, ønsket hastighet, nøye styre rotasjonshastigheten til strengen og å forsyne ønsket dreiemoment eller tilstrammingsdreiemoment. I "Stall out" situasjoner, bør reguleringssystemet for den toppmonterte boreenheten forsyne reguleringssignaler for å senke dreimomentinnstillingen ned over en ti-sekundsperiode etter at boreren setter dreimomentet ned mot 0. Videre skal ikke styresystemet for den toppmonterte boreenheten tillate rotasjon av den toppmonterte boreenheten når rør skal sammenføyes eller når det bremses ved hjelp av dreimomenttangen. The control system of the top-mounted drilling unit should receive sensor signals from the top-mounted drilling unit and supply control signals to the top-mounted control system so that the top-mounted drilling system, among other things, provides the correct direction of rotation for the string, the desired speed, carefully controls the rotational speed of the string and to supply the desired torque or tightening torque. In "stall out" situations, the top-mounted drilling unit control system should provide control signals to lower the torque setting over a ten-second period after the driller sets the torque down toward 0. Furthermore, the top-mounted drilling unit control system should not allow rotation of the top-mounted drilling unit when pipe to be joined or when braking using the torque wrench.
Det er klart at reguleringssystemet for den toppmonterte boreenheten forsyner et stort antall reguleringssignaler og mottar et stort antall sensorsignaler som alle må behandles på en adekvat måte. Mange hendelser har skjedd på grunn av feilhåndtering av signaler slik som ukontrollert rotasjon tilbake av borestrengen. Eksempelvis var en borestreng fast ved 2300 meters sann vertikal dybde (TVD). Før strengen skulle løsnes måtte dreiemomentet avlastes fra strengen. Dreimomentet var omtrent 25000 pund/fot. Dette skulle gjøres relativt hurtig. Dreimomentet ble satt til "0" i borereguleirngssystemet noe som medførte at kraften øyeblikkelig ble utløst fra strengen, og strengen roterte ukontrollert bakover. Dette resulterte i at bunnhullsammenstillingen ble tapt, og koblet nesten den toppmonterte boreenheten fra strengen, noe som igjen medførte tapet av en og en halv dags riggtid for opphentingsoperasjoner. Systemer var laget for å forhindre denne ukontrollerte rotasjonen tilbake, ved bruk av skrittvis nedstengningsfunksjon, imidlertid ble det påvist at disse ikke fungerte adekvat på grunn av en sikkerhetsfunksjon i det toppmonterte boresystemet. It is clear that the control system of the top mounted drilling unit supplies a large number of control signals and receives a large number of sensor signals, all of which must be adequately processed. Many incidents have occurred due to mishandling of signals such as uncontrolled rotation back of the drill string. For example, a drill string was stuck at 2,300 meters true vertical depth (TVD). Before the string could be loosened, the torque had to be relieved from the string. The torque was about 25,000 lb/ft. This had to be done relatively quickly. The torque was set to "0" in the drill control system, which caused the power to be instantly released from the string, and the string rotated uncontrollably backwards. This resulted in the loss of the bottomhole assembly, almost disconnecting the top-mounted drilling unit from the string, which in turn resulted in the loss of a day and a half of rig time for recovery operations. Systems were designed to prevent this uncontrolled back-rotation, using a step-by-step shut-down function, however, these were found to not function adequately due to a safety feature in the top-mounted drilling system.
Hivkompensasjonssystemer er systemkritiske komponenter i boresystemer (7). Systemene er innrettet for å opprettholde enten konstant vekt på borekrone, eller konstant moment på kronen. Det finnes to typer hivkompensasjonssystem; Hinge compensation systems are system-critical components in drilling systems (7). The systems are designed to maintain either constant weight on the drill bit, or constant torque on the bit. There are two types of HIV compensation system;
<*> Aktive hivkompensasjonssystemer <*> Active heave compensation systems
<*> Passive hivkompensasjonssystemer. <*> Passive heave compensation systems.
Aktive kompensasjonssystem er enten topp- eller kronemontert eller som en del av heisespillet. De aktive systemene kan benytte seg av vertikale referanseenheter for å måle hiv og reagere i forhold til det målte hivet. De passive systemene er enten toppmonterte eller en del av heisespillsystemet. Hivkompensasjonssystemer kan enten omfatte pneumatiske eller hydrauliske kompensasjonssystemer innrettet for å dempe hivbevegelsene til både borestrengen og like viktig stigerøret. Reguleringssystemet for den aktive hivkompénsasjonssystemet bør motta sensorsignaler fra den vertikale referanseenheten og bør gi reguleringssignaler som styrer ventiler på borestrengskompensatoren, øke eller senke trykket i borestrengskompensatoren, åpning eller stengning av lufttrykksenheter, eller hydrauliske trykkenheter, aktivere eller deaktivere borestrengskompensatoren. I tillegg til disse grunnleggende funksjonene til hivkompensasjonssystemene kan reguleringssystemet for hivkompensasjonen styre avlastingsventiler i tilknytning til strengen. Active compensation systems are either top or crown mounted or as part of the hoist winch. The active systems can use vertical reference units to measure heave and react in relation to the measured heave. The passive systems are either top-mounted or part of the lift winch system. Heave compensation systems can either include pneumatic or hydraulic compensation systems designed to dampen the heave movements of both the drill string and equally importantly the riser. The control system for the active heave compensation system should receive sensor signals from the vertical reference unit and should provide control signals that control valves on the drill string compensator, increase or decrease the pressure in the drill string compensator, open or close air pressure units, or hydraulic pressure units, activate or deactivate the drill string compensator. In addition to these basic functions of the heave compensation systems, the heave compensation control system can control relief valves associated with the string.
Testingen bør sørge for at reguleringssystemene for hivkompensasjonen reagerer adekvat med hensyn på åpning og stenging av alle ventiler, i regulering av den aktive borestrengskompensatoren, og også i operasjon av borestrengskompensatoren i nødnedstengningssituasjoner. Dersom den hydrauliske eller elektriske kraften svikter kan flere uønskede situasjoner oppstå, i grad fra plagsomme til katastrofale. Dersom borekronen er ved sjøbunnen og det blir tap av hivkompensasjon, kan borestrengen sette seg fast, noe som er problematisk. Dersom man imidlertid foretar brønnhodeoperasjoner og borestrengen settes fast kan borestrengen ryke noe vil resultere i borenedstengning og muligens tap av borestrengen. The testing should ensure that the heave compensation control systems respond adequately with respect to the opening and closing of all valves, in regulation of the active drill string compensator, and also in operation of the drill string compensator in emergency shutdown situations. If the hydraulic or electrical power fails, several undesirable situations can arise, ranging from troublesome to catastrophic. If the drill bit is at the seabed and there is a loss of heave compensation, the drill string can become stuck, which is problematic. If, however, wellhead operations are carried out and the drill string is fixed, the drill string may break, which will result in drilling shut-in and possibly loss of the drill string.
Heisespillsystémet omfatter flere bremser gir og clutcher innrettet til å øke og senke krokhastigheten. Det bør i tillegg styre håndteringen av hoved- og nødbremsen. Som en opsjon bør den styre en elektrisk bremse, slik som en induksjonsbremse mellom 0-100%. Dersom heisespillet har flere gir bør reguleringssystemet for heisespillet styre girskiftingen, for eksempel mellom lav og høy. Reguleringssystemet for heisespillet kan også omfatte nødnedstengningssystemer for å forhindre løpeblokken fra å kollidere med kronblokken. Når denne fungerer korrekt vil reguleringssystemet for heisespillet blant annet på en adekvat måte styre hastigheten til heisespillet, bremsene, løpeblokken og girskiftene, samt å forhindre trekkeutstyret fra å operere når nødbremsene er påslått. Et eksempel på resultatet av en heisespillsfeil er gitt nedenfor: Det ble påvist at ved operasjonen av heisespillet ved høye laster ble ikke bremsen til heisespillet aktivert raskt nok. Dette førte til at diverterhuset under rotasjonsbordet ble strippet ned på grunn av at lasten ble senket 1 meter før bremsene ble aktivert. Dette resulterte i at diverterhuset under rotasjonsbordet ble trukket ned, samt tap av 14 dager med riggtid for reparasjoner. Dette skyldtes manglende kommunikasjon mellom undersystemleverandører før modifikasjonen av den såkalte "drillers chair". The hoist winch system includes several brakes, gears and clutches designed to increase and decrease hook speed. It should also control the handling of the main and emergency brake. As an option, it should control an electric brake, such as an induction brake between 0-100%. If the winch has several gears, the control system for the winch should control the gear change, for example between low and high. The hoist winch control system may also include emergency shutdown systems to prevent the runner block from colliding with the crown block. When this is working correctly, the control system for the winch will, among other things, adequately control the speed of the winch, the brakes, the running block and the gear changes, as well as preventing the towing equipment from operating when the emergency brakes are engaged. An example of the result of a winch failure is given below: It was found that when operating the winch at high loads, the brake of the winch was not activated quickly enough. This led to the diverter housing under the rotary table being stripped down due to the load being lowered 1 meter before the brakes were activated. This resulted in the diverter housing under the rotary table being pulled down, as well as the loss of 14 days of rig time for repairs. This was due to a lack of communication between subsystem suppliers before the modification of the so-called "drillers chair".
Pumpesystemer for boreslam er innrettet til å styre sirkulasjonen og tettheten til boreslam under boring. En svikt i pumpesystemene for boreslam kan resultere i at borekronen skades eller i en utblåsningssituasjon. Reguleringssystemene for boreslam bør kunne styre pumpene for boreslam for å rampe opp eller ned pumperaten, eller styre boreslamtrykket. Reguleringssystemene for pumpene til boreslammet bør også sikre at boreslammet pumpes i riktig retning og også takten til pumpene for boreslam. Dersom enkelte trykkgrenser nås bør reguleringssystemene for pumpene til boreslammet ikke gi stoppordre, men automatisk rampe ned pumpetakten. Pumping systems for drilling mud are designed to control the circulation and density of drilling mud during drilling. A failure of the drilling mud pump systems can result in damage to the drill bit or in a blowout situation. The drilling mud control systems should be able to control the drilling mud pumps to ramp up or down the pumping rate, or control the drilling mud pressure. The control systems for the drilling mud pumps should also ensure that the drilling mud is pumped in the correct direction and also the rate of the drilling mud pumps. If certain pressure limits are reached, the control systems for the drilling mud pumps should not issue a stop order, but should automatically ramp down the pumping rate.
Et egen klasse av reguleringssystemer for boreoperasjoner kan klassifiseres som reguleringssystem for rørhåndteringsutstyr. Det finnes flere undersystem som kan kategoriseres under rørhåndteirngsutstyr. A separate class of control systems for drilling operations can be classified as control systems for pipe handling equipment. There are several subsystems that can be categorized under pipe handling equipment.
<*> Horisontale & vertikale rørhåndterere. (styrings/stablingsarmer) <*> Horizontal & vertical pipe handlers. (steering/stacking arms)
<*> Horisontale til vertikale rørhåndterere <*> Horizontal to vertical pipe handlers
<*> Manipulatorarmer <*> Manipulator arms
<*> Heiser <*> Elevators
<*> kiler (luft eller hydraulisk opererte) <*> wedges (air or hydraulic operated)
<*> Jernstativ (eng: iron roughneck), M/U torque, riggtangen/ Eazy Torque, fjernstyrte foringsrørstenger <*> Iron rack (eng: iron roughneck), M/U torque, rig tongs/ Eazy Torque, remote-controlled casing rods
Disse systemene styres alle av forskjellige reguleringssystem som styrer bevegelsen til de bevegelige delene i rørhåndteringsutstyret, og reguleringssystemene skal i hovedsak regulere og verifisere bevegelsene, posisjoneringen og dreimomentene som er nødvendige for rørhåndteringsoperasjonene. De forskjellige operasjonen og styringen av disse bør testes for feil selv om de er relativt enkle. These systems are all controlled by different control systems that control the movement of the moving parts in the pipe handling equipment, and the control systems must mainly regulate and verify the movements, positioning and torques necessary for the pipe handling operations. The various operations and management of these should be tested for errors even if they are relatively simple.
I bakgrunnsteknikken er BOP og avlederen ikke styrt av det integrerte borereguleringssystemet. Imidlertid bør BOPen styres til enhver tid for å forhindre potensielt farlige situasjoner fra å oppstå. Man kan derfor betrakte BOP reguleringssystemet som å være en del av det overordnede integrerte reguleringssystemet ved boring, og den bør derfor gi reguleringssignaler for åpning og stengning av ventiler samt mottak av signaler som indikerer ventilstilling, motta trykksignaler for forsyning av reguleringssignaler for å regulere trykket på manifolder og ringromsventiler. Det samme gjelder for regulering av chokemanifolden. BOP-styring er essensiell for å forhindre mulige utblåsninger. In the background technique, the BOP and diverter are not controlled by the integrated drilling control system. However, the BOP should be controlled at all times to prevent potentially dangerous situations from occurring. One can therefore consider the BOP control system as being part of the overall integrated control system when drilling, and it should therefore provide control signals for opening and closing valves as well as receive signals indicating valve position, receive pressure signals for supplying control signals to regulate the pressure of manifolds and annulus valves. The same applies to regulating the choke manifold. BOP control is essential to prevent possible blowouts.
Antikoliisjonssystemer Anti-collision systems
Det er to grunnleggende reguleringssystemer for kollisjonsforhindring: Antikoliisjonssystemer er laget for å forhindre at løpeblokken i heisespillet fra å kollidere med annet rørhåndteirngsutstyr i derricken. Disse systemene er forsynt med avstandssensorer og / eller beregning av posisjonen til løpeblokken. Kronereddere og gulvreddersystemer er innrettet til å forhindre enten løpeblokken fra enten å treffe toppblokkene på toppen av derricken eller å treffe boredekket. Disse systemene er basert på beregninger av høyde, vekt, og farten til taljen og den toppmonterte boreenheten og avstandssensorer. There are two basic anti-collision control systems: Anti-collision systems are designed to prevent the running block in the hoist winch from colliding with other pipe handling equipment in the derrick. These systems are equipped with distance sensors and/or calculation of the position of the running block. Crown savers and floor saver systems are designed to prevent either the running block from either hitting the top blocks on top of the derrick or hitting the drill deck. These systems are based on calculations of the height, weight, and speed of the hoist and the top-mounted drilling unit and distance sensors.
Basisfunksjonene til disse reguleringssystemene er å kontinuerlig gi sensorsignaler som gir boreren en oversikt over posisjonen til alle systemene som er involvert og å gi alarmer til alle operatørene i rackingsystemet samt til boreren når enkelte komponenter er i kollisjonsfare. Enkelte systemer kan også omfatte systemer som tillater bypass av enkelte av komponentene ut av systemet. Dermed skal antikollisjonssystemet blant annet kunne være i stand til å The basic functions of these control systems are to continuously provide sensor signals that give the driller an overview of the position of all the systems involved and to give alarms to all the operators in the racking system as well as to the driller when certain components are at risk of collision. Some systems may also include systems that allow bypassing of some of the components out of the system. Thus, the anti-collision system must, among other things, be able to
<*> kontinuerlig angi hvor løpeblokken bg den toppmonterte boreenheten er situert, <*> continuously indicate where the running block bg the top-mounted drilling unit is located,
<*> kontinuerlig definere løpeblokkhastigheten og hastigheten til den toppmonterte boreenheten, <*> kontinuerlig angi totalvekten til løpeblokken og systemet til den toppmonterte boreenheten, <*> kontinuerlig definere hvor alle styrings- og gripearmer og jernstativ (eng: iron roughneck)er situert, <*> gi alarmer til alle operatørene av rackingsystemet og boreren når enkelte komponenter er i fare for å kollidere, <*> avslutte operasjonen av komponenter som står i fare for å kollidere med løpeblokken og den toppmonterte boreenheten, frigi heisespillclutchen og eventuelt redusere hastigheten til løpeblokken og den toppmonterte boreenheten ved bruk av den elektriske bremsen eller tilslutt stoppe løpeblokken og den toppmonterte boreenheten med nødbremsen, <*> continuously define the running block speed and the speed of the top-mounted drilling unit, <*> continuously specify the total weight of the running block and the system of the top-mounted drilling unit, <*> continuously define where all control and gripper arms and iron rack (eng: iron roughneck) are located, <*> provide alarms to all operators of the racking system and the drill when certain components are in danger of colliding, <*> terminate the operation of components in danger of colliding with the runner block and the top-mounted drilling unit, release the hoist backlash clutch and, if necessary, reduce the speed to the running block and the top-mounted drilling unit using the electric brake or finally stop the running block and the top-mounted drilling unit with the emergency brake,
'forhindre løftingen av borestrengkompensatoren når løpeblokken og den toppmonterte boreenheten er i fare for kollisjon under kronen. 'prevent the lifting of the drillstring compensator when the runner block and the top-mounted drilling unit are in danger of colliding under the bit.
Antikollisjonsreguleringssystemet bør også blant styre følgende bremsesystemer: The anti-collision control system should also control the following brake systems:
<*> Hovedbremsen, vanligvis en håndbremse med to separate bånd med et utjevningsstag anordnet i mellom på borevaiertrommelen. <*> Nødbremsen: Skivebrems & håndbrems skal aktueres med en mekanisk fjærlastet aktuaterpakke, (feilsikker). I normal drift vil det hydrauliske trykket holde disse fjærpakkene åpne. <*> The main brake, usually a handbrake with two separate bands with an equalizing rod arranged in between on the drill wire drum. <*> The emergency brake: Disc brake & handbrake must be actuated with a mechanical spring-loaded actuator package, (fail safe). In normal operation, hydraulic pressure will hold these spring packs open.
Andre bremsesystemer kan tenkes, slik som en elektrisk bremse montert direkte på hovedskaftet til heisespillet Other braking systems are conceivable, such as an electric brake mounted directly on the main shaft of the winch
En typisk nødnedstengningssekvens vil være å slippe clutchen, aktuere den elektriske bremsen og sette på nødbremsen. A typical emergency shutdown sequence would be to release the clutch, apply the electric brake and apply the emergency brake.
Det finnes mange situasjoner som kan oppstå dersom en eller flere av sensorene eller reguleringssignalene eller vekselvirkninger mellom de to, eller at reguleringsalgoritmene er feilaktige eller signallinjene ute av drift. Eksemplene gitt nedenfor er på ingen måte uttømmende og gir kun en indikasjon på feil som gjeme kan oppstå. Det skal merkes at enhver feil som skyldes svikt, feilmodi, eller funksjonelle feil ved systemene, eller en kombinasjon av disse bør testes for i henhold til fremgangsmåten av oppfinnelsen. There are many situations that can arise if one or more of the sensors or control signals or interactions between the two, or that the control algorithms are incorrect or the signal lines are out of order. The examples given below are by no means exhaustive and only give an indication of errors that may occur. It should be noted that any failure due to failure, failure modes, or functional failure of the systems, or a combination of these should be tested for according to the method of the invention.
En feil i avstandssensorene kan resultere i at komponenter kan anvendes i sektorer hvor løpeblokken til svivelen til den toppmonterte boreenheten kan kjøres, uten at operatørene blir varslet om dette. For å forhindre denne situasjonen fra å oppstå kan separate uavhengige sensorsystemer være anordnet, imidlertid, dersom reguleringssystemet tolker signalene galt, eller feilalarmer ikke utstedes eller negligeres, kan en kollisjon oppstå. A fault in the distance sensors can result in components being used in sectors where the running block of the swivel of the top-mounted drilling unit can be driven, without the operators being notified of this. To prevent this situation from occurring, separate independent sensor systems may be provided, however, if the control system misinterprets the signals, or fault alarms are not issued or neglected, a collision may occur.
I situasjoner hvor løpeblokken og systemene til den toppmonterte boreenheten strekkes ut når en eller flere av delene er i usikker sone kan kollisjoner oppstå. Kollisjoner kan også oppstå når løpeblokken og de toppmonterte boreenheten er i brønnsenteret. In situations where the running block and the systems of the top-mounted drilling unit are extended when one or more of the parts are in an unsafe zone, collisions can occur. Collisions can also occur when the running block and the top-mounted drilling unit are in the well center.
I tilfellet der det elektriske heisespillet svikter, vil nødbremsen til heisespillet være ute av stand til å stoppe løpeblokken før kollisjon med boredekket, kroneblokken eller styrearmene. Dette kan åpenbart også skje ved bruk av konvensjonelle ikke-elektriske bremser for heisespillet. In the event that the electric winch fails, the emergency brake of the winch will be unable to stop the running block before impact with the drill deck, crown block or control arms. Obviously, this can also happen when using conventional non-electric brakes for the hoist winch.
Nødbremsen for heisespillet kan bryte sammen noe som vil resultere i at løpeblokken og svivelen på den toppmonterte boreenheten vil treffe boredekket selv etter at nødbremsen har blitt satt på. Dette vil resultere i skader på løpeblokken og svivelen på den toppmonterte boreenheten. The emergency brake for the hoist winch can fail which will result in the running block and swivel of the top mounted drilling unit hitting the drill deck even after the emergency brake has been engaged. This will result in damage to the runner block and the swivel on the top mounted drilling unit.
Dersom borestrengkompensatoren er hevet når løpeblokken og svivelen på den toppmonterte boreenheten er nær kronen kan løpeblokken treffe kroneblokken. If the drill string compensator is raised when the runner block and the swivel on the top-mounted drilling unit are close to the bit, the runner block may hit the bit block.
Test av borereguleringssystem Test of drilling regulation system
En HIL-testpakke for HIL testing av borekontrollprogramvare og reguleringssystem har blitt utviklet. Denne programvaren omfatter hovedboreutstyr slik at borereguleringssystemer og undersystemer kan kjøres og testes. Undersystemene med sin dynamikk og feilmodi som er omfattet i boresimulatoren omfatter: Toppmontert boreenhet, heisespill, slampumper, rørhåndteirngsutstyr med undersystemer, hivkompensasjonsutstyr, og eventuelle BOP-systemer A HIL test suite for HIL testing of drilling control software and regulation system has been developed. This software includes main drilling equipment so that drilling control systems and subsystems can be run and tested. The subsystems with their dynamics and failure modes that are included in the drilling simulator include: Top mounted drilling unit, winches, mud pumps, pipe handling equipment with subsystems, heave compensation equipment, and any BOP systems
Testingen i henhold til oppfinnelsen omfatter funksjonelle tester, det vil si verifiseringen av datamaskinfunksjoner og -modi samt feiltesting, det vil igjen si testing av om datamaskinen finner og håndterer feilmodi. En mulig HIL-konfigurasjon i henhold til oppfinnelsen er vist i fig. 2. I tillegg til anordningsutførelsen av oppfinnelsen som definert i krav 1 er oppfinnelsen tilveiebrakt som en fremgangsmåte for testing av et integrert reguleringssystem (1) hvor det integrerte reguleringssystemet (1) styrer et borefartøy (2) iløpet av boreoperasjoner, hvor det integrerte reguleringssystemet (1) omfatter <*> en DCS (3) innrettet for mottak av sensorsignaler (31) vedrørende boreoperasjonene og for forsyning av reguleringssignaler (33) til et boresystem (7) for å utføre de ønskede boreoperasjonene, <*> hvor DCS (3) er innrettet for å styre et flertall boreoperasjoner og omfatter et flertall reguleringsundersystemer, <*> hvor testingen omfatter å forsyne feilaktige, simulerte, reelle eller modifiserte signaler, eller en kombinasjon derav, til det integrerte reguleringssystemet (1) for testing forfeil i det integrerte reguleringssystemet (1) som skyldes feil, eller svikt i ett eller flere reguleringsundersystem i det integrerte reguleringssystemet eller fra feil eller svikt i samvirkene mellom reguleringsundersystemene i det integrerte reguleringssystemet (1) eller fra en kombinasjon derav. The testing according to the invention includes functional tests, i.e. the verification of computer functions and modes as well as error testing, i.e. testing whether the computer finds and handles error modes. A possible HIL configuration according to the invention is shown in fig. 2. In addition to the device embodiment of the invention as defined in claim 1, the invention is provided as a method for testing an integrated control system (1) where the integrated control system (1) controls a drilling vessel (2) during drilling operations, where the integrated control system ( 1) includes <*> a DCS (3) arranged for receiving sensor signals (31) regarding the drilling operations and for supplying control signals (33) to a drilling system (7) to perform the desired drilling operations, <*> where the DCS (3) is designed to control a majority of drilling operations and includes a majority of regulation subsystems, <*> where the testing includes supplying erroneous, simulated, real or modified signals, or a combination thereof, to the integrated control system (1) for testing for failures in the integrated control system (1) which are due to errors, or failures in one or more control subsystems in the integrated regulation system or from errors or failures in the interactions between the regulation sub-systems in the integrated regulation system (1) or from a combination thereof.
I henhold til en utførelse av oppfinnelse kan en såkalt FMEA (eng: Failure mode and effect analysis) bli utført. En FMEA testprosedyre medfører å la i det minste enkelte av reguleringssystemene gjenstå i reguleringssløyfen, men samtidig å føre enkelte av signalene tii og fra det integrerte reguleringssystemet ut av systemet til en signalmodifiserende datamaskin (80) hvor den signalmodifiserende datamaskinen modifiserer ett eller flere av signalene som sendes dertil og overfører disse signalene tilbake til de systemene som skal reguleres. På denne måten kan signaler modifiseres slik at reelle signaler kan gis bias, forsinkelse, endringer i amplitude, endringer i spenning etc. Denne typen er testing er velegnet når en skal teste reguleringssystem som har relativt langsomme responser. En mulig FMEA testtypekonfigurasjon er indikert i Fig. 3. According to an embodiment of the invention, a so-called FMEA (Failure mode and effect analysis) can be carried out. An FMEA test procedure involves leaving at least some of the control systems in the control loop, but at the same time passing some of the signals from and from the integrated control system out of the system to a signal modifying computer (80) where the signal modifying computer modifies one or more of the signals that are sent there and transmit these signals back to the systems to be regulated. In this way, signals can be modified so that real signals can be given bias, delay, changes in amplitude, changes in voltage, etc. This type of testing is suitable when testing regulation systems that have relatively slow responses. A possible FMEA test type configuration is indicated in Fig. 3.
I anordningen i henhold til oppfinnelsen kan det integrerte reguleringssystemet (1) omfatte et kraftreguleringssystem (4) for regulering av et kraftanlegg (6) hvor DCS (3) er innrettet for mottak av sensorsignaler (31) vedrørende boreoperasjonene og for forsyning av reguleringssignaler (32) til PMS (4) som gir kraftbehovene til boresystemet (7), for slik å teste det integrerte reguleringssystemet (1) forfeil som skyldes vekselvirkninger mellom borereguleringssystemet DCS (3) og kraftreguleirngssystemet PMS (4). In the device according to the invention, the integrated regulation system (1) can comprise a power regulation system (4) for regulation of a power plant (6) where the DCS (3) is arranged for receiving sensor signals (31) regarding the drilling operations and for supplying regulation signals (32 ) to the PMS (4) which provides the power requirements of the drilling system (7), in order to test the integrated control system (1) for errors due to interactions between the drilling control system DCS (3) and the power control system PMS (4).
Slike feil kan oppstå når kraftanlegget (6) ikke kan forsyne tilstrekkelig kraft til boreoperasjonene (7), når dere det er feil i signaloverføringen, det er feil i koblingene, eller det er inkompatibilitet mellom signalet DCS (3) og PMS (4), det er svikt eller feil i enten sensorer, mottakere, signallinjer reguleringssystemer og tilsvarende. Such errors can occur when the power plant (6) cannot supply sufficient power for the drilling operations (7), when there is a fault in the signal transmission, there is a fault in the connections, or there is incompatibility between the signal DCS (3) and PMS (4), there is a failure or error in either sensors, receivers, signal lines, control systems and the like.
Borereguleirngssystemet kan hente energi fra det samme kraftsystemet som DP-aktuatorene . (21). I henhold til det ovenforstående, kan dermed det integrerte reguleringssystemet (1) omfatte et dynamisk posisjoneringssystem DP (5), hvor DP reguleringssystemet (5) er innrettet til å forsyne DP kraftreguleirngssignaler (51) til et kraftreguleringssystem PMS (4) hvor DP-reguleringssystemet (5) er innrettet for å styre posisjonen til borefartøyet (2) ved å forsyne posisjonsreguleringssignaler (52) til aktuatorene (21) til borefartøyet (2) hvor DP kraftreguleringssignalene (51) gir kraftbehovene til aktuatorene (21), hvor aktuatorene (21) er innrettet til å motta kraft fra kraftstasjonen (6), hvor anordningen er innrettet for testing av det integrerte reguleringssystemet (1) forfeil som skyldes vekselvirkninger mellom borereguleringssystemet DCS (3), kraftreguleirngssystemet PMS (4) og / eller DP (5). The drilling control system can draw energy from the same power system as the DP actuators. (21). According to the above, the integrated control system (1) can thus comprise a dynamic positioning system DP (5), where the DP control system (5) is arranged to supply DP power control signals (51) to a power control system PMS (4) where the DP control system (5) is arranged to control the position of the drilling vessel (2) by supplying position regulation signals (52) to the actuators (21) of the drilling vessel (2) where the DP power regulation signals (51) provide the power requirements of the actuators (21), where the actuators (21) is arranged to receive power from the power station (6), where the device is arranged for testing the integrated regulation system (1) for errors due to interactions between the drilling regulation system DCS (3), the power regulation system PMS (4) and / or DP (5).
Ettersom DP (5), PMS (4) og DCS (3) i mange situasjoner kan være sammenkoblet for å As DP (5), PMS (4) and DCS (3) can in many situations be interconnected to
sikre den ønskede operasjon av borefartøyet i et integrert reguleringssystem (1). Det integrerte reguleringssystemet (1) er i en utførelse av oppfinnelsen testet med henblikk på ensure the desired operation of the drilling vessel in an integrated regulation system (1). The integrated regulation system (1) is in one embodiment of the invention tested with a view to
alle svikt eller feil som kan oppstå når et integrert reguleringssystem (1) omfatter de tre reguleringssystemene. DP (5) og DCS (3) begge sender kraftreguleringssignal til PMS (3) og det vil også være enkelte vekselvirkninger direkte eller indirekte mellom DP (5) og DCS (3). all failures or errors that may occur when an integrated regulation system (1) comprises the three regulation systems. DP (5) and DCS (3) both send a power regulation signal to PMS (3) and there will also be some interactions directly or indirectly between DP (5) and DCS (3).
Det integrerte reguleringssystemet (1) kan omfatte et dynamisk posisjoneirngssystem DP (5), hvor DP (5) er innrettet til å regulere posisjonen til borefartøyet (2), og hvor anordningen er innrettet for testing av det integrerte reguleringssystemet (1) forfeil som skyldes vekselvirkninger mellom borereguleringssystemet DCS (3) og DP (5). The integrated regulation system (1) may comprise a dynamic positioning system DP (5), where DP (5) is arranged to regulate the position of the drilling vessel (2), and where the device is arranged for testing the integrated regulation system (1) for errors due to interactions between the drilling control system DCS (3) and DP (5).
I anordningen i henhold til oppfinnelsen kan det integrerte reguleringssystemet (1) bli In the device according to the invention, the integrated regulation system (1) can be
frakoblet fra fartøyet (2) og kobles til en fartøysimulator (100) slik at systemet testes i en såkalt hardware-in-the-loop konfigurasjon slik som vist i fig. 1. disconnected from the vessel (2) and connected to a vessel simulator (100) so that the system is tested in a so-called hardware-in-the-loop configuration as shown in fig. 1.
I anordningen i henhold til oppfinnelsen mottas i det minste ett eller flere av de reelle signalene modifiseres i en signalmodifiserende datamaskin (80) før de forsynes til de integrerte reguleringssystemet (1), forfailure mode og functional mode testing av det integrerte reguleringssystemet (1). In the device according to the invention, at least one or more of the real signals received are modified in a signal modifying computer (80) before they are supplied to the integrated regulation system (1), for failure mode and functional mode testing of the integrated regulation system (1).
Systemet og anordningen i henhold til oppfinnelsen er velegnet for testing av integrerte reguleringssystemer (1) etter at hele reguleringssystemet (1) har blitt installert på plass. Et særlig problem med slike systemer er at det kan være flere underleverandører som leverer forskjellige deler til reguleringsstrukturen for DCS (3) eller til det integrerte reguleringssystemet (1). Selv om hver enkelt del av det integrerte reguleringssystemet (1) kan være grundig testet før leveranse kan ikke disse testene avsløre feil som skyldes vekselvirkninger mellom de forskjellige komponentene i systemet dersom disse er blitt levert av forskjellige leverandører. Det er et formål med oppfinnelsen å analysere det integrerte reguleringssystemets evne til å oppdage og håndtere slike feil. Et eget problem oppstår dersom deler av det integrerte reguleringssystemet trenger å erstattes eller modifiseres etter installasjon, ettersom selv om systemet har fungert på tilfredsstillende måte før endringene kan tillegget av eller endringene i av systemkomponenter destabilisere systemet eller introdusere feil som ikke har vært forutsett. Det er et formål med oppfinnelsen å løse disse problemstillingene. Modifikasjonen av deler av det integrerte reguleringssystemet kan omfatte oppdateringen av eller utskiftningen av deler av reguleringsprogramvaren eller maskinvaren, eller til og med hele deler av selve reguleringssystemet. The system and device according to the invention are suitable for testing integrated control systems (1) after the entire control system (1) has been installed in place. A particular problem with such systems is that there may be several subcontractors who supply different parts to the regulation structure for the DCS (3) or to the integrated regulation system (1). Although every single part of the integrated regulation system (1) can be thoroughly tested before delivery, these tests cannot reveal errors due to interactions between the different components in the system if these have been delivered by different suppliers. It is an object of the invention to analyze the integrated control system's ability to detect and handle such errors. A separate problem arises if parts of the integrated control system need to be replaced or modified after installation, because even if the system has functioned satisfactorily before the changes, the addition of or changes in system components may destabilize the system or introduce errors that have not been anticipated. It is an object of the invention to solve these problems. The modification of parts of the integrated control system may include the updating or replacement of parts of the control software or hardware, or even entire parts of the control system itself.
Dersom en eller flere av de fysiske komponentene styrt av de integrerte reguleringssystemet (1) erstattes vil det være behov for å verifisere hvorvidt det nye apparatet er blitt integrert på en skikkelig måte i det overordnede reguleringsstrukturen, og det er et formål med oppfinnelse nå teste hvorvidt det integrerte reguleringssystemet (1) fungerer adekvat etter erstatning av slik programvare eller maskinvare. If one or more of the physical components controlled by the integrated regulation system (1) is replaced, there will be a need to verify whether the new device has been integrated in a proper way into the overall regulation structure, and it is an object of the invention now to test whether the integrated control system (1) functions adequately after replacement of such software or hardware.
Claims (18)
Priority Applications (6)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20071931A NO326572B1 (en) | 2007-04-16 | 2007-04-16 | System and method for testing drilling control systems |
| BRPI0810037-3A2A BRPI0810037A2 (en) | 2007-04-16 | 2008-04-16 | SYSTEM AND METHOD FOR TESTING DRILLING CONTROL SYSTEMS |
| CN200880019303.0A CN101711304B (en) | 2007-04-16 | 2008-04-16 | System and method for testing drilling control systems |
| PCT/NO2008/000136 WO2008127125A2 (en) | 2007-04-16 | 2008-04-16 | System and method for testing drilling control systems |
| US12/595,625 US20100193245A1 (en) | 2007-04-16 | 2008-04-16 | System and method for testing drilling control systems |
| KR1020097023706A KR20100031663A (en) | 2007-04-16 | 2008-04-16 | System and method for testing drilling control systems |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20071931A NO326572B1 (en) | 2007-04-16 | 2007-04-16 | System and method for testing drilling control systems |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20071931L NO20071931L (en) | 2008-10-17 |
| NO326572B1 true NO326572B1 (en) | 2009-01-12 |
Family
ID=39731291
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20071931A NO326572B1 (en) | 2007-04-16 | 2007-04-16 | System and method for testing drilling control systems |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20100193245A1 (en) |
| KR (1) | KR20100031663A (en) |
| CN (1) | CN101711304B (en) |
| BR (1) | BRPI0810037A2 (en) |
| NO (1) | NO326572B1 (en) |
| WO (1) | WO2008127125A2 (en) |
Families Citing this family (30)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8825462B2 (en) * | 2008-09-17 | 2014-09-02 | Accenture Global Services Limited | Method and system for simulating a plurality of devices |
| NO332485B1 (en) * | 2010-07-18 | 2012-09-21 | Marine Cybernetics As | Method and system for testing a control system for a blowout protection |
| SE535475C2 (en) * | 2010-08-26 | 2012-08-21 | Atlas Copco Rock Drills Ab | Method and system for controlling a power source at a rock drilling device and rock drilling device |
| WO2012084886A1 (en) * | 2010-12-22 | 2012-06-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Controlling vibrations in a drilling system |
| US8793114B2 (en) * | 2010-12-29 | 2014-07-29 | Athens Group Holdings Llc | Method and system for drilling rig testing using virtualized components |
| CN104364467A (en) * | 2012-01-23 | 2015-02-18 | 越洋塞科外汇合营有限公司 | High definition drilling rate of penetration for marine drilling |
| CN102606088B (en) * | 2012-04-01 | 2014-04-09 | 西南石油大学 | Gear-rack displacement multiplication type drill string heave compensator for floating drilling platform |
| CN104520533B (en) * | 2012-07-12 | 2018-09-11 | 哈里伯顿能源服务公司 | The system and method for drilling control |
| CN105174104A (en) * | 2014-04-28 | 2015-12-23 | 上海杰臻电气技术有限公司 | Novel pure electric active heave compensation control system and control method thereof |
| JP2017525614A (en) * | 2014-08-22 | 2017-09-07 | デウ シップビルディング アンド マリン エンジニアリング カンパニー リミテッド | Apparatus and method for controlling and monitoring auxiliary equipment of drilling equipment in a drilling vessel |
| EP3075946B1 (en) * | 2015-03-30 | 2019-05-08 | National Oilwell Varco Norway AS | Draw-works and method for operating the same |
| DE102015207054B4 (en) * | 2015-04-17 | 2021-06-17 | Dspace Digital Signal Processing And Control Engineering Gmbh | Device and method for testing a control device |
| CN104809851A (en) * | 2015-04-20 | 2015-07-29 | 中国石油化工股份有限公司 | Key security parameter alarming method for chemical engineering devices |
| US10563497B2 (en) * | 2016-02-18 | 2020-02-18 | Halliburton Energy Services | Method and system for smart resource allocation |
| CN105840093B (en) * | 2016-05-25 | 2018-03-30 | 三一重型能源装备有限公司 | Top drive drilling apparatus and its control system |
| US10452794B2 (en) * | 2016-08-25 | 2019-10-22 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Generating a script for performing a well operation job |
| CN106337662B (en) * | 2016-09-13 | 2018-03-30 | 西南石油大学 | A kind of spring energy-storage compensation device for overhead traveling crane heave compensation |
| US11066923B2 (en) * | 2017-06-26 | 2021-07-20 | Hrl Laboratories, Llc | System and method for generating output of a downhole inertial measurement unit |
| CN107355205A (en) * | 2017-08-08 | 2017-11-17 | 广州海洋地质调查局 | A kind of hydraulic slotted liner technique method of semisubmersible drilling platform or drill ship |
| US20190368299A1 (en) * | 2018-06-04 | 2019-12-05 | Schlumberger Technology Corporation | Blowout Preventer Control |
| US10914126B2 (en) | 2018-06-14 | 2021-02-09 | Allegiant Energy Services, LLC | Drill string testing system |
| EP3744945A1 (en) * | 2019-05-27 | 2020-12-02 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Subsea bop control system |
| CN110424941B (en) * | 2019-07-29 | 2022-10-04 | 宝鸡石油机械有限责任公司 | Redundant well drilling package driller integrated control system of double-derrick oil-well rig |
| CN110794790A (en) * | 2019-11-18 | 2020-02-14 | 福建福清核电有限公司 | DCS-based signal simulation mode optimization system and method |
| KR102189159B1 (en) * | 2020-07-01 | 2020-12-09 | 주식회사 유아이티 | Drilling control system for integrated operation control of offshore drilling topside equipment |
| KR102189160B1 (en) * | 2020-07-01 | 2020-12-09 | 주식회사 유아이티 | Method and system for control of offshore drilling equipment using finite state machine |
| KR102498333B1 (en) * | 2020-12-10 | 2023-02-10 | 동의대학교 산학협력단 | Method and System for Realizing Anti-Collision System of Offshore Drilling Machines |
| CN112727432B (en) * | 2020-12-24 | 2022-07-05 | 四川宏华电气有限责任公司 | Automatic flow control system of petroleum drilling machine and machine tool simulation test method |
| KR102294385B1 (en) * | 2021-02-18 | 2021-08-27 | 주식회사 유아이티 | System for integrated operation control of offshore drilling topside equipment |
| KR102604624B1 (en) * | 2021-04-27 | 2023-11-22 | (주)씨앤에스아이 | System and method for controlling tripping in of drillship |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB358032A (en) * | 1930-03-25 | 1931-09-25 | David Alexander Whyte Fairweat | Improvements in and relating to the production of esters of anthrahydroquinones |
| GB348714A (en) * | 1930-10-14 | 1931-05-21 | John David Morgan | Improvements in coal-scuttles and the like |
| US6868906B1 (en) * | 1994-10-14 | 2005-03-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Closed-loop conveyance systems for well servicing |
| JP4488547B2 (en) * | 1999-04-06 | 2010-06-23 | 三井造船株式会社 | Floating rig position holding control method and control apparatus |
| GB2358032B (en) * | 2000-01-05 | 2002-03-27 | Sedco Forex Internat Inc | Method and apparatus for drillig subsea wells |
| US6817425B2 (en) * | 2000-11-07 | 2004-11-16 | Halliburton Energy Serv Inc | Mean strain ratio analysis method and system for detecting drill bit failure and signaling surface operator |
| US7367028B2 (en) * | 2001-08-14 | 2008-04-29 | National Instruments Corporation | Graphically deploying programs on devices in a system |
| US20050222772A1 (en) * | 2003-01-29 | 2005-10-06 | Koederitz William L | Oil rig choke control systems and methods |
| US7172037B2 (en) * | 2003-03-31 | 2007-02-06 | Baker Hughes Incorporated | Real-time drilling optimization based on MWD dynamic measurements |
| NO327025B1 (en) * | 2005-12-07 | 2009-04-06 | Marine Cybernetics As | Method and system for improved DP / PMS testing of a marine regulatory system |
-
2007
- 2007-04-16 NO NO20071931A patent/NO326572B1/en not_active IP Right Cessation
-
2008
- 2008-04-16 BR BRPI0810037-3A2A patent/BRPI0810037A2/en not_active IP Right Cessation
- 2008-04-16 US US12/595,625 patent/US20100193245A1/en not_active Abandoned
- 2008-04-16 KR KR1020097023706A patent/KR20100031663A/en not_active Application Discontinuation
- 2008-04-16 CN CN200880019303.0A patent/CN101711304B/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-04-16 WO PCT/NO2008/000136 patent/WO2008127125A2/en active Application Filing
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20100193245A1 (en) | 2010-08-05 |
| CN101711304A (en) | 2010-05-19 |
| WO2008127125A3 (en) | 2008-12-11 |
| KR20100031663A (en) | 2010-03-24 |
| NO20071931L (en) | 2008-10-17 |
| BRPI0810037A2 (en) | 2014-10-14 |
| CN101711304B (en) | 2014-06-18 |
| WO2008127125A2 (en) | 2008-10-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO326572B1 (en) | System and method for testing drilling control systems | |
| US10787877B2 (en) | Blowout preventer control system and methods for controlling a blowout preventer | |
| CN111088953B (en) | System and method for monitoring and controlling snubbing slips | |
| NO332485B1 (en) | Method and system for testing a control system for a blowout protection | |
| EP3947896B1 (en) | Automated system and method for use in well control | |
| WO2005113929A1 (en) | A device in connection with heave compensation | |
| US11873694B2 (en) | Systems and methods for initiating an emergency disconnect sequence | |
| US10400905B2 (en) | Control device for controlling a valve arrangement and method for controlling a safety arrangement comprising said control device and said valve arrangement | |
| US9611706B2 (en) | Well intervention device and offshore floating installation | |
| NO20111659A1 (en) | Method and apparatus for setting up intervention equipment in a lifting device used on a vessel on a floating vessel | |
| KR20220054361A (en) | Compensated drill floor | |
| US20200326375A1 (en) | Determining Operational Health of a Top Drive | |
| US20110133942A1 (en) | Apparatus and method for clustered wellhead high integrity protection system | |
| US10012037B2 (en) | Heave compensation method | |
| Hock et al. | A deepwater riser emergency disconnect antirecoil system | |
| CA2822052A1 (en) | Apparatus and method for clustered wellhead high integrity protection system | |
| BR112019025704A2 (en) | sil-classified system for control of the preventer set | |
| EP3359770A1 (en) | Riser methods and apparatuses | |
| Ilstad et al. | Qualification of Reactive Flex Joint on a Offshore Drill Rig | |
| Sætre et al. | Proposal for How to Assess the Load Reduction Efficiency of Wellhead Load Relief Systems | |
| Shanks et al. | New Generation Control System for 20 KSI Subsea BOP | |
| Briggs et al. | 5. DIAMOND CORING SYSTEM PHASE IIB1 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |