NO326671B1 - Drilling system and method for controlling equivalent circulation density during drilling of wellbores - Google Patents
Drilling system and method for controlling equivalent circulation density during drilling of wellbores Download PDFInfo
- Publication number
- NO326671B1 NO326671B1 NO20031087A NO20031087A NO326671B1 NO 326671 B1 NO326671 B1 NO 326671B1 NO 20031087 A NO20031087 A NO 20031087A NO 20031087 A NO20031087 A NO 20031087A NO 326671 B1 NO326671 B1 NO 326671B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pressure
- fluid
- riser
- wellbore
- drilling
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 109
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 20
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 144
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 8
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 claims description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 4
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 7
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 7
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 5
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 4
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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
- E21B21/001—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor specially adapted for underwater drilling
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/068—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells
- E21B33/076—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells specially adapted for underwater installations
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/001—Survey of boreholes or wells for underwater installation
-
- 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/12—Underwater drilling
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt boresystemer for brønnboringer i oljefelter, og mer spesifikt undersjøiske boresystemer som styrer bunnhullstrykket eller den ekvivalente sirkulasjonsdensiteten under boring av brønnboringene. The present invention generally relates to drilling systems for well drilling in oil fields, and more specifically to underwater drilling systems which control the bottom hole pressure or the equivalent circulation density during drilling of the well bores.
Brønnboringer for oljefelter bores ved å rotere en borkrone som føres inn i brønnboringen på en borestreng. Borestrengen omfatter en boreenhet (også betegnet en "bunnhullsenhet" eller "BHA, bottom-hole-asembly) som bærer borkronen. Bunnhullsenheten føres inn i brønnboringen på en rørledning. Kveilrør eller skjøtet rør anvendes for å føre boreenheten inn i brønnboringen. Boreenheten omfatter enkelte ganger en boremotor eller "slammotor" som roterer borkronen. Boreenheten omfatter også forskjellige typer følere for å gjøre målinger av en rekke parametere vedrørende boringen, formasjonen og bunnhullsenheten. Et egnet borefluid (vanligvis betegnet "slammet") forsynes eller pumpes fra overflaten og ned rørledningen. Borefluidet driver slammotoren, og strømmer deretter ut ved bunnen av borkronen. Borefluidet returnerer oppihulls via ringrommet mellom borestrengen og brønnboringen, og fører med seg biter av formasjonen (vanligvis betegnet "borkaks") som er kuttet løs eller generert av borkronen under boring av brønnboringen. Well bores for oil fields are drilled by rotating a drill bit which is guided into the wellbore on a drill string. The drill string comprises a drilling unit (also called a "bottom-hole assembly" or "BHA, bottom-hole assembly) which carries the drill bit. The bottom-hole assembly is guided into the wellbore on a pipeline. Coiled pipe or jointed pipe is used to guide the drilling unit into the wellbore. The drilling unit comprises individual times a drilling motor or "mud motor" that rotates the drill bit. The drilling unit also includes various types of sensors to make measurements of a variety of parameters relating to the borehole, the formation and the downhole unit. A suitable drilling fluid (commonly referred to as "the mud") is supplied or pumped from the surface down the pipeline . The drilling fluid drives the mud motor, then flows out at the base of the drill bit. The drilling fluid returns uphole via the annulus between the drill string and the wellbore, carrying with it pieces of the formation (commonly referred to as "drill cuttings") that are cut loose or generated by the drill bit while drilling the wellbore .
For å bore brønnboringer under vann (innenfor industrien betegnet en "offshore" eller "undersjøisk" boring) tilveiebringes rørledning ved arbeidsstasjonen på overflaten (lokalisert på et fartøy eller en plattform). Én eller flere rør injektorer eller rigger anvendes for å føre rørledningen inn i eller ut av brønnboringen. I undersjøisk stigerørtype boring blir et stigerør, som dannes ved å skjøte sammen seksjoner av foringsrør eller annet rør, trukket mellom borefartøyet og brønnhode-utstyret ved havbunnen, og anvendes for å styre rørledningen til brønnhodet. Stigerøret tjener også som en kanal for fluid som returnerer fra brønnhodet til fartøyet på havoverflaten. To drill well bores under water (in the industry termed an "offshore" or "subsea" drilling) pipeline is provided at the work station on the surface (located on a vessel or platform). One or more pipe injectors or rigs are used to lead the pipeline into or out of the wellbore. In subsea riser-type drilling, a riser, which is formed by splicing together sections of casing or other pipe, is pulled between the drilling vessel and the wellhead equipment at the seabed, and is used to control the pipeline to the wellhead. The riser also serves as a channel for fluid that returns from the wellhead to the vessel on the sea surface.
Under boring forsøker boreoperatøren på en nøyaktig måte å styre fluid-densiteten ved overflaten for å hindre overtyngede tilstander i brønnboringen. Med andre ord holder boreoperatøren det hydrostatiske trykket i borefluidet i brønn-boringen over formasjons- eller poretrykket for å unngå utblåsning fra brønnen. Borefluidets densitet og fluidstrømningsmengden bestemmer i stor grad borefluidets effektivitet i det å bringe borkaks til overflaten. En viktig nedihulls parameter under boring er bunnhullstrykket, som effektivt er den ekvivalente sirkulasjonsdensiteten ("ECD", equivalent-circulating-density) til borefluidet ved bunnen av brønnboringen. During drilling, the drilling operator tries to precisely control the fluid density at the surface to prevent overloaded conditions in the wellbore. In other words, the drilling operator keeps the hydrostatic pressure in the drilling fluid in the wellbore above the formation or pore pressure to avoid blowout from the well. The density of the drilling fluid and the fluid flow rate largely determine the efficiency of the drilling fluid in bringing cuttings to the surface. An important downhole parameter during drilling is the bottom hole pressure, which is effectively the equivalent circulating density ("ECD", equivalent-circulating-density) of the drilling fluid at the bottom of the wellbore.
Denne betegnelsen, ECD, beskriver forholdet som råder når boreslammet i brønnen sirkulerer. ECD er friksjonstrykket forårsaket av at fluidet sirkulerer gjennom ringrommet mellom det åpne hullet og foringsrøret eller foringsrørene på sin vei tilbake til overflaten. Dette forårsaker en økning i trykkprofilet langs denne banen som er forskjellig fra trykkprofilet når det er statiske forhold i brønnen (dvs. ingen sirkulasjon). I tillegg til trykkøkningen under sirkulasjonen oppstår det en ytterligere økning av trykket under boring som følge av at det introduseres borespon i fluidet. Denne trykkøkningen langs ringrommet i brønnen kan på en negativ måte virke inn på boreoperasjoner ved å frakturere formasjonen ved forings-rørskoen av det siste foringsrøret. Dette kan redusere den lengden som kan bores før det er nødvendig å sette ytterligere foringsrør. I tillegg er den sirkulasjons-hastigheten som kan oppnås begrenset. Som følge av denne økningen i sirkulasjonstrykket begrenses i betydelig grad evnen til å rense borehullet. Dette forholdet forsterkes ved boring av en offshore brønn. I offshore brønner er for-skjellen mellom fraktureringstrykket i de grunnere seksjonene av brønnen og poretrykket i de dypere seksjonene betydelig mindre sammenliknet med brønn-boringer på land. Dette er fordi sjøvannsgradienten versus den gradienten som ville eksistere dersom det var jordoverdekning (eng. soil overburden) tilsvarende samme dyp. This designation, ECD, describes the conditions that prevail when the drilling mud in the well circulates. ECD is the frictional pressure caused by the fluid circulating through the annulus between the open hole and the casing or casings on its way back to the surface. This causes an increase in the pressure profile along this path which is different from the pressure profile when there are static conditions in the well (ie no circulation). In addition to the increase in pressure during circulation, a further increase in pressure occurs during drilling as a result of drilling chips being introduced into the fluid. This increase in pressure along the annulus in the well can have a negative effect on drilling operations by fracturing the formation at the casing shoe of the last casing. This can reduce the length that can be drilled before it is necessary to lay additional casing. In addition, the circulation speed that can be achieved is limited. As a result of this increase in circulation pressure, the ability to clean the borehole is significantly limited. This relationship is reinforced when drilling an offshore well. In offshore wells, the difference between the fracturing pressure in the shallower sections of the well and the pore pressure in the deeper sections is significantly smaller compared to well drilling on land. This is because the seawater gradient versus the gradient that would exist if there was soil cover (eng. soil overburden) corresponding to the same depth.
For å kunne bore en brønn av denne typen til et totalt brønnboringsdyp ved en undersjøisk lokasjon må den ekvivalente sirkulasjonsdensiteten i bunnen av brønnboringen reduseres eller styres. Én fremgangsmåte for å gjøre dette er å anvende et slamfylt stigerør for å skape et undersjøisk fluidsirkulasjonssystem ved anvendelse av rørledningen, bunnhullsenheten, ringrommet mellom rørledningen og brønnboringen og det slamfylte stigerøret, og deretter injisere gass (eller en annen væske med lav densitet) i det primære borefluidet (typisk i ringrommet ved bunnhullsenheten) for å redusere densiteten til det fluidet som befinner seg nedstrøms (dvs. i resten av fluidsirkulasjonssystemet). Denne såkalte "todelt densitet (eng. dual density)" metoden betegnes ofte boring med kompressible fluider. In order to be able to drill a well of this type to a total wellbore depth at a subsea location, the equivalent circulation density at the bottom of the wellbore must be reduced or controlled. One method of doing this is to use a mud-filled riser to create a subsea fluid circulation system using the pipeline, the downhole assembly, the annulus between the pipeline and the wellbore, and the mud-filled riser, and then inject gas (or another low-density fluid) into it. the primary drilling fluid (typically in the annulus at the downhole unit) to reduce the density of the fluid located downstream (ie in the rest of the fluid circulation system). This so-called "dual density" method is often referred to as drilling with compressible fluids.
Det har vært foreslått en annen fremgangsmåte for å endre densitets-gradienten i en dypvanns returfluid-strømningsvei. Denne fremgangsmåten foreslår å anvende en beholder, så som en elastisk pose, på havbunnen for å motta returfluid fra brønnboringsringrommet, og holde det ved samme trykk som det hydrostatiske trykket i vannet ved havbunnen. Uavhengig av strømningen i ringrommet forsyner en separat returledning, som er koplet til lagringsenheten på havbunnen, sammen med en undersjøisk sugepumpe returfluidet til overflaten. Selv om denne teknikken (som refereres til som "todelt gradient11 boring) vil anvende ett enkelt fluid, vil den også kreve en diskontinuitet i trykkgradient-ledningen mellom lagringstanken på havbunnen og den undersjøiske sugepumpen. Dette krever nøye overvåkning og styring av trykket ved den undersjøiske lagringstanken, det undersjøiske hydrostatiske vanntrykket, operasjonen av den undersjøiske sugepumpen og overflatepumpen som forsyner borefluider under trykk inn i produksjonsrøret for strømning nedihulls. Kompleksitetsnivået for de nødvendige nedihulls instrumentene og styringsenhetene, så vel som vanskelig-heten med å utplassere systemet har forsinket den kommersielle anvendelsen av "todelt gradient" systemet. Another method has been proposed to change the density gradient in a deep water return fluid flow path. This method suggests using a container, such as an elastic bag, on the seabed to receive return fluid from the wellbore annulus, and hold it at the same pressure as the hydrostatic pressure in the water at the seabed. Regardless of the flow in the annulus, a separate return line, which is connected to the storage unit on the seabed, together with an underwater suction pump, supplies the return fluid to the surface. Although this technique (referred to as "two-part gradient11 drilling) will use a single fluid, it will also require a discontinuity in the pressure gradient line between the seabed storage tank and the subsea suction pump. This requires careful monitoring and control of the pressure at the subsea the storage tank, the subsea hydrostatic water pressure, the operation of the subsea suction pump and the surface pump that supplies pressurized drilling fluids into the production tubing for flow downhole.The level of complexity of the required downhole instruments and controls, as well as the difficulty of deploying the system has delayed commercial application of the "two-part gradient" system.
En annen fremgangsmåte er beskrevet i US 6,415,877 og innlemmes her i sin helhet som referanse. Én utførelsesform i denne søknaden beskriver et stigerørløst system der en sentrifugalpumpe i en separat returledning styrer strømningen av fluid til overflaten og således den ekvivalente sirkulasjonsdensiteten. Dette patentet har samme prioritetssøknader som WO 00/04269. Another method is described in US 6,415,877 and is incorporated herein in its entirety by reference. One embodiment in this application describes a riserless system where a centrifugal pump in a separate return line controls the flow of fluid to the surface and thus the equivalent circulation density. This patent has the same priority applications as WO 00/04269.
Fra US 4,291,772 fremgår det en anordning og fremgangsmåte for å redusere spenningen foreskrevet på et stigerør benyttet under offshoreboring mellom et flytende fartøy og et undersjøisk brønnhode. Tungt borefluid blir sirkulert ned borerøret og opp ringrommet mellom borerøret og borehullsveggen til et punkt rett over det undersjøiske brønnhodet. US 4,291,772 discloses a device and method for reducing the tension prescribed on a riser used during offshore drilling between a floating vessel and a subsea wellhead. Heavy drilling fluid is circulated down the drill pipe and up the annulus between the drill pipe and the borehole wall to a point just above the subsea wellhead.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer et system for en brønnboring der den ekvivalente sirkulasjonsdensiteten styres ved på en kontrollert måte å lede det returnerende fluidet rundt en begrensning i returfluid-strømningsveien i et stigerør ved anvendelse av en aktiv differensialtrykkanordning, så som en sentrifugalpumpe eller en turbin som er tilveiebrakt ved stigerøret. Fluidet returneres deretter inn i stigerøret ovenfor begrensningen. Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer også et undersjøisk todelt gradient boresystem der den ekvivalente sirkulasjonsdensiteten styres ved på en kontrollert måte å lede det returnerende fluidet rundt en begrensning i et stigerør ved anvendelse av en aktiv differensialtrykkanordning, så som en sentrifugalpumpe eller en turbin som er tilveiebrakt i en høyde over havbunnen. Systemene ifølge foreliggende oppfinnelse er forholdsvis enkle å innlemme i nye og eksisterende systemer. The present invention provides a system for a wellbore in which the equivalent circulation density is controlled by directing the return fluid in a controlled manner around a restriction in the return fluid flow path in a riser using an active differential pressure device, such as a centrifugal pump or a turbine provided by the riser. The fluid is then returned into the riser above the restriction. The present invention also provides a subsea two-part gradient drilling system in which the equivalent circulation density is controlled by in a controlled manner directing the return fluid around a restriction in a riser using an active differential pressure device, such as a centrifugal pump or a turbine provided at a height above the seabed. The systems according to the present invention are relatively easy to incorporate into new and existing systems.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer systemer for brønnboringer for å utføre operasjoner nedihulls i brønnboringer, så som undersjøisk boring som vil bli beskrevet mer utførlig i det følgende. Slike boresystemer omfatter en rigg ved havoverflaten som fører en borestreng inn i og ut av brønnboringen. En bunnhullsenhet, som bærer borkronen, er festet i den nedre enden av rørstrengen. En brønnhodeenhet eller utstyr ved havbunnen mottar bunnhullsenheten og rør-strengen. Et borefluidsystem forsyner et borefluid inn i en fluidkrets for operasjoner i brønnboringer. I én utførelsesform omfatter fluidkretsen en tilførselskanal og en returkanal. Tilførselskanalen omfatter en rørstreng som mottar borefluid fra fluidsystemet. Dette fluidet strømmer ut ved borkronen og returnerer til brønn-hodeutstyret førende med seg borkaks. Returkanalen omfatter et stigerør som forløper mellom brønnhodeutstyret og overflaten og som styrer borestrengen og tilveiebringer en kanal for strømning av det returnerende fluidet til overflaten. The present invention provides systems for well drilling to perform downhole operations in well drilling, such as underwater drilling which will be described in more detail in the following. Such drilling systems comprise a rig at the sea surface which leads a drill string into and out of the wellbore. A downhole assembly, which carries the drill bit, is attached to the lower end of the pipe string. A wellhead assembly or subsea equipment receives the downhole assembly and tubing string. A drilling fluid system supplies a drilling fluid into a fluid circuit for operations in wellbores. In one embodiment, the fluid circuit comprises a supply channel and a return channel. The supply channel comprises a pipe string that receives drilling fluid from the fluid system. This fluid flows out at the drill bit and returns to the wellhead equipment carrying cuttings with it. The return channel comprises a riser which extends between the wellhead equipment and the surface and which guides the drill string and provides a channel for the flow of the returning fluid to the surface.
I én utførelsesform av foreliggende oppfinnelse begrenser en strømnings-begrensningsanordning i stigerøret strømningen av det returnerende fluidet gjennom stigerøret. Strømningsbegrensningsanordningen er fortrinnsvis bevegelig mellom stillinger der boringen henholdsvis er hovedsaklig åpen og lukket, og gir plass til den aksialt sleidene og roterende bevegelsen av borestrengen. I én utførelsesform stabiliserer radiallagere borestrengen mens en hydraulisk aktivert pakningsenhet tilveiebringer selektiv sperring av boringen i stigerøret og avleder derfor selektivt strømningen av returfluid inn i en omløpsledning som er tilveiebrakt nedenfor strømningsbegrensningsanordningen. I tillegg anvendes en tetning, så som en rotasjonstetning, for ytterligere å begrense strømningen av returfluid gjennom strømningsbegrensningsanordningen. En fluidpumpeanordning, så som en sentrifugalpumpe eller en turbin, i omløpsledningen skaper et trykkdifferensial i returfluidet mens det strømmer fra like nedenfor strømningsbegrensnings-anordningen til ovenfor strømningsbegrensningsanordningen. Pumpehastigheten styres ved å styre energiforsyningen til pumpen. Én eller flere trykkfølere tilveiebringer trykkmålinger i det sirkulerende fluidet. En styringsenhet styrer operasjonen av pumpen for å kontrollere trykkdifferensialet over pumpen og således den ekvivalente sirkulasjonsdensiteten. Styringsenheten holder den ekvivalente sirkulasjonsdensiteten ved et forbestemt nivå eller innenfor forbestemte grenser i respons til programmerte instruksjoner som er matet inn i styringsenheten. Pumpen er montert på utsiden av en stigerørskjøt, typisk tilstrekkelig langt under havoverflaten til å tilveiebringe tilstrekkelig løft til å tilveiebringe en ønsket ECD. Alternativt kan strømningsbegrensningsanordningen og pumpen være tilveiebrakt i returfluid-strømningsveien i ringrommet mellom brønnboringen og borestrengen. Dette systemet er spesielt nyttig som et balansert eller et underbalansert boresystem. In one embodiment of the present invention, a flow restriction device in the riser restricts the flow of the returning fluid through the riser. The flow restriction device is preferably movable between positions where the drilling is respectively mainly open and closed, and makes room for the axial sliding and rotary movement of the drill string. In one embodiment, radial bearings stabilize the drill string while a hydraulically actuated packing assembly provides selective blockage of the bore in the riser and therefore selectively diverts the flow of return fluid into a bypass line provided below the flow restriction device. In addition, a seal, such as a rotary seal, is used to further limit the flow of return fluid through the flow restriction device. A fluid pumping device, such as a centrifugal pump or a turbine, in the bypass line creates a pressure differential in the return fluid as it flows from just below the flow restriction device to above the flow restriction device. The pump speed is controlled by controlling the energy supply to the pump. One or more pressure sensors provide pressure measurements in the circulating fluid. A control unit controls the operation of the pump to control the pressure differential across the pump and thus the equivalent circulation density. The controller maintains the equivalent circulation density at a predetermined level or within predetermined limits in response to programmed instructions fed into the controller. The pump is mounted on the outside of a riser joint, typically sufficiently far below sea level to provide sufficient lift to provide a desired ECD. Alternatively, the flow restriction device and the pump can be provided in the return fluid flow path in the annulus between the well bore and the drill string. This system is particularly useful as a balanced or underbalanced drilling system.
I en annen utførelsesform av foreliggende oppfinnelse begrenser en strømningsbegrensningsanordning i stigerøret strømningen av det returnerende fluidet gjennom stigerøret. En omløpsledning, en aktiv trykkdifferensialanordning ("APD-anordning", active-pressure-differential-device) og en separat returledning tilveiebringer en fluidstrømningsvei rundt strømningsbegrensningsanordningen. I denne utførelsesformen oppnås todelt gradient boring med aktiv styring av brønnboringstrykket midt i stigerøret eller ved et valgt punkt i stigerøret, idet det valgte punktet ligger mellom havoverflaten og havbunnen. Den aktive trykkdifferensialanordningen, så som sentrifugalpumper eller turbiner, pumper det returnerende fluidet fra like nedenfor strømningsbegrensningsanordningen til overflaten gjennom den separate returledningen. Operasjonen til den aktive trykkdifferensialanordningen styres slik at det skapes et trykkdifferensial over anordningen og bunnhullstrykket reduseres. Hastigheten til pumpene eller turbinene styres ved å styre energiforsyningen til pumpene eller turbinene. Én eller flere trykkfølere tilveiebringer målinger av trykket i det sirkulerende fluidet. En styringsenhet styrer operasjonen av pumpene eller turbinene for å kontrollere trykkdifferensialet over pumpen og således den ekvivalente sirkulasjonsdensiteten. Styringsenheten holder bunnhullstrykket og den ekvivalente sirkulasjonsdensiteten ved et forbestemt nivå eller innenfor forbestemte grenser i respons til programmerte instruksjoner som er matet inn i styringsenheten. Pumpene eller turbinene er montert på utsiden av stigerøret, typisk mellom 305 meter (1000 fot) og 915 meter (3000 fot) under havoverflaten, men ovenfor havbunnen. Dette systemet er spesielt nyttig for å holde bunnhullstrykket ved balanserte eller underbalansene forhold. In another embodiment of the present invention, a flow restriction device in the riser limits the flow of the returning fluid through the riser. A bypass line, an active-pressure-differential-device ("APD device") and a separate return line provide a fluid flow path around the flow restriction device. In this embodiment, two-part gradient drilling is achieved with active control of the wellbore pressure in the middle of the riser or at a selected point in the riser, the selected point being between the sea surface and the seabed. The active pressure differential device, such as centrifugal pumps or turbines, pumps the return fluid from just below the flow restriction device to the surface through the separate return line. The operation of the active pressure differential device is controlled so that a pressure differential is created across the device and the bottom hole pressure is reduced. The speed of the pumps or turbines is controlled by controlling the energy supply to the pumps or turbines. One or more pressure sensors provide measurements of the pressure in the circulating fluid. A control unit controls the operation of the pumps or turbines to control the pressure differential across the pump and thus the equivalent circulation density. The control unit maintains the bottomhole pressure and equivalent circulation density at a predetermined level or within predetermined limits in response to programmed instructions fed into the control unit. The pumps or turbines are mounted on the outside of the riser, typically between 305 meters (1,000 ft) and 915 meters (3,000 ft) below sea level, but above the seabed. This system is particularly useful for maintaining bottomhole pressure in balanced or underbalanced conditions.
Eksempler på de viktigste særtrekkene ved oppfinnelsen er oppsummert (om enn forholdsvis generelt) for at den etterfølgende detaljerte beskrivelsen av denne skal kunne forstås bedre og for at en skal forstå bidragene de representerer til teknikken. Der er selvfølgelig ytterligere særtrekk ved oppfinnelsen som vil bli beskrevet i det følgende og som vil danne bakgrunnen for de deretter følgende patentkravene. Examples of the most important features of the invention are summarized (albeit relatively generally) so that the subsequent detailed description of this can be better understood and so that one can understand the contributions they represent to the technique. There are, of course, further special features of the invention which will be described in the following and which will form the background for the subsequent patent claims.
For å oppnå en detaljert forståelde av foreliggende oppfinnelse bør en lese gjennom den etterfølgende detaljerte beskrivelsen av den foretrukne utførelses-formen, sett sammen med de vedlagte figurene, der: Figur 1 er et skjematisk snitt av én utførelsesform av et system for brønn-boringer for å styre ekvivalent sirkulasjonsdensitet under boring av undersjøiske brønnboringer; Figur 2 er et skjematisk snitt av en strømningsbegrensningsanordning og en aktiv trykkdifferensialanordning tilveiebrakt i overensstemmelse med én utførelses-form av foreliggende oppfinnelse; Figurene 3A og 3B illustrerer trykkgradientkurver som produseres i den utførelsesformen av foreliggende oppfinnelse som er vist i figur 1; Figur 4 er et skjematisk snitt av én utførelsesform av et system for brønn-boringer for å styre ekvivalent sirkulasjonsdensitet og bunnhullstrykk under todelt gradient boring av undersjøiske brønnboringer med anordningen montert et sted i stigerøret mellom havoverflaten og havbunnen; og Figurene 5A og 5B illustrerer trykkgradientkurver som produseres i den utførelsesformen av foreliggende oppfinnelse som er vist i figur 4. Figur 1 viser et skjematisk snitt av et brønnborings-boresystem 100 for å bore en undersjøisk eller undervanns brønnboring 90. Boresystemet 100 omfatter en boreplattform 101, som kan være et boreskip eller en annen egnet overflatebasert arbeidsstasjon så som en flytende plattform eller en delvis nedsenkbar enhet. Et boreskip eller en flytende rigg er vanligvis foretrukket for å bore brønn-boringer på dypt vann, for eksempel brønnboringer som bores på tusen meters dyp eller mer. For å bore en brønnboring 90 under vann, utplasseres brønnhodeutstyr 125 over brønnboringen 90 ved havbunnen 123. Brønnhodeutstyret 125 omfatter en utblåsningssikringsenhet 126. Et sluserør (ikke vist) med tilhørende strømnings-styringsventiler kan være tilveiebrakt over utblåsningssikringen 126. In order to obtain a detailed understanding of the present invention, one should read through the subsequent detailed description of the preferred embodiment, together with the attached figures, where: Figure 1 is a schematic section of one embodiment of a system for well drilling for to control equivalent circulation density during drilling of subsea wellbores; Figure 2 is a schematic cross-section of a flow restriction device and an active pressure differential device provided in accordance with one embodiment of the present invention; Figures 3A and 3B illustrate pressure gradient curves produced in the embodiment of the present invention shown in Figure 1; Figure 4 is a schematic section of one embodiment of a wellbore system for controlling equivalent circulation density and bottomhole pressure during two-part gradient drilling of subsea wellbores with the device mounted somewhere in the riser between the sea surface and the seabed; and Figures 5A and 5B illustrate pressure gradient curves produced in the embodiment of the present invention shown in Figure 4. Figure 1 shows a schematic section of a wellbore drilling system 100 for drilling a subsea or underwater wellbore 90. The drilling system 100 includes a drilling platform 101 , which may be a drillship or other suitable surface-based workstation such as a floating platform or a partially submersible unit. A drilling ship or a floating rig is usually preferred for drilling well bores in deep water, for example well bores drilled at a depth of a thousand meters or more. To drill a wellbore 90 underwater, wellhead equipment 125 is deployed above the wellbore 90 at the seabed 123. The wellhead equipment 125 includes a blowout protection unit 126. A sluice pipe (not shown) with associated flow control valves can be provided over the blowout protection 126.
Den undersjøiske brønnboringen 90 bores av en borkrone 130 som føres av en borestreng 120 som omfatter en boreenhet eller en bunnhullsenhet ("BHA") 135 nederst på en egnet rørledning 121, som kan være kveilrør eller skjøtet rør. Rørledningen 121 befinner seg på boreplattformen 101. For å bore brønnboringen 90 bringes bunnhullsenheten 135 fra fartøyet 101 til brønnhodeutstyret 125, og føres deretter inn i brønnboringen 90. Rørledningen 121 bringes til brønnhode-utstyret 125 og føres deretter inn i og ut av brønnboringen 90 ved hjelp av et dertil egnet rørinjeksjonssystem. The subsea wellbore 90 is drilled by a drill bit 130 which is guided by a drill string 120 comprising a drilling unit or a bottom hole unit ("BHA") 135 at the bottom of a suitable pipeline 121, which may be coiled pipe or jointed pipe. The pipeline 121 is located on the drilling platform 101. To drill the wellbore 90, the bottomhole unit 135 is brought from the vessel 101 to the wellhead equipment 125, and then fed into the wellbore 90. The pipeline 121 is brought to the wellhead equipment 125 and then fed into and out of the wellbore 90 by using a suitable pipe injection system.
For å bore brønnboringen 90 forsynes et borefluid 20 fra et overflatebasert borefluidsystem eller slamsystem 22 inn i en fluidkrets som betjener brønnboringen 90. Strømningen av dette fluidet kan drives av oppbygget trykk eller primært av tyngden. I én utførelsesform omfatter slamsystemet 22 en slamtank eller til-førselskilde 26 og én eller flere pumper 28 i fluidkommunikasjon med en til— førselskanal i fluidkretsen. Fluidet pumpes ned tilførselskanalen, som omfatter rørledningen 121. Borefluidet 20 kan drive en slammotor i bunnhullsenheten 135, som i sin tur roterer borkronen 130. Borkronen bryter opp eller kutter formasjonen (stengrunn) til borespon 147. Borefluidet 142 som forlater borkronen strømmer oppihulls gjennom en returkanal i fluidkretsen. I én utførelsesform omfatter returkanalen ringrommet 122 mellom borestrengen 120 og brønnboringsveggen 126, og transporterer borkaks 147. Returkretsen omfatter også et stigerør 160 som forløper mellom brønnhodet 125 og havoverflaten 101 og som fører det returnerende fluidet 142 fra brønnboringen 90 til havnivået. Det returnerende fluidet 142 strømmer ut til en separator 24 som separerer borkaks 147 og andre faste stoffer fra det returnerende fluidet 142 og forsyner det rensede fluidet til slamtanken 26. Rørledningen 121 passerer gjennom det slamfylte stigerøret 160. Som vist i figur 1 pumpes det rensede slammet 20 gjennom rørledningen 121, og slammet 142 med borespon 147 deri returnerer til overflaten via ringrommet 122 opp til brønnhodet 125 og deretter gjennom stigerøret 160. Fluidsirkulerings-systemet eller fluidkretsen omfatter således en tilførselskanal (f. eks. rørledningen 121) og en returkanal (f. eks. ringrommet 122 og stigerøret 160). I én utførelses-form utgjør således stigerøret en aktiv del av fluidsirkulasjonssystemet. To drill the wellbore 90, a drilling fluid 20 is supplied from a surface-based drilling fluid system or mud system 22 into a fluid circuit that serves the wellbore 90. The flow of this fluid can be driven by built-up pressure or primarily by gravity. In one embodiment, the sludge system 22 comprises a sludge tank or supply source 26 and one or more pumps 28 in fluid communication with a supply channel in the fluid circuit. The fluid is pumped down the supply channel, which includes the pipeline 121. The drilling fluid 20 can drive a mud motor in the downhole unit 135, which in turn rotates the drill bit 130. The drill bit breaks up or cuts the formation (bedrock) to drill chips 147. The drilling fluid 142 that leaves the drill bit flows uphole through a return channel in the fluid circuit. In one embodiment, the return channel comprises the annulus 122 between the drill string 120 and the wellbore wall 126, and transports cuttings 147. The return circuit also comprises a riser 160 which runs between the wellhead 125 and the sea surface 101 and which carries the returning fluid 142 from the wellbore 90 to the sea level. The returning fluid 142 flows out to a separator 24 which separates drill cuttings 147 and other solids from the returning fluid 142 and supplies the cleaned fluid to the mud tank 26. The pipeline 121 passes through the mud-filled riser 160. As shown in Figure 1, the cleaned mud is pumped 20 through the pipeline 121, and the mud 142 with drilling chips 147 in it returns to the surface via the annulus 122 up to the wellhead 125 and then through the riser 160. The fluid circulation system or fluid circuit thus comprises a supply channel (e.g. the pipeline 121) and a return channel (f eg the annulus 122 and the riser 160). In one embodiment, the riser thus forms an active part of the fluid circulation system.
Som angitt ovenfor tilveiebringer foreliggende oppfinnelse et boresystem for å styre brønnboringstrykket og styre eller redusere ECD-effekten under sirkulasjon av borefluid eller boring av undersjøiske brønnboringer. For å oppnå den ønskede kontrollen av ECD, anpasser foreliggende oppfinnelse selektivt trykkgradienten i fluidsirkulasjonssystemet. Én utførelsesform av foreliggende oppfinnelse anvender et arrangement der strømningen av returfluid styres (f.eks. hjelpes) ved et forbestemt sted langs stigerøret 160. Et eksempel på en konstruksjon av en slik utførelsesform omfatter en strømningsbegrensningsanordning 164 i stigerøret 160 og en aktivt styrt fluidløfteanordning 170. As stated above, the present invention provides a drilling system for controlling the wellbore pressure and controlling or reducing the ECD effect during circulation of drilling fluid or drilling of subsea wellbores. To achieve the desired control of ECD, the present invention selectively adjusts the pressure gradient in the fluid circulation system. One embodiment of the present invention uses an arrangement where the flow of return fluid is controlled (eg assisted) at a predetermined location along the riser 160. An example of a construction of such an embodiment includes a flow restriction device 164 in the riser 160 and an actively controlled fluid lifting device 170 .
Med henvisning til figur 2 omleder en eksempelvis strømningsbegrensnings-anordning 164 strømningen av returfluid fra stigerøret 160 til fluidløfteanordningen 170. Strømningsbegrensningsanordningen 164 er fortrinnsvis bevegelig mellom en stilling som gir hovedsaklig fullt åpen boring (ingen begrensning av strømningen) og en stilling der boringen hovedsaklig er stengt (betydelig begrensning av strømningen). Det er også foretrukket at strømningsbegrensningsanordningen 164 har plass til både den aksielle sleidingen og den roterende bevegelsen av borestrengen 121 i den hovedsaklig lukkede stillingen. Følgelig, i en foretrukket utførelsesform av strømningsbegrensningsanordningen 164, anvendes det øvre og nedre radiallagre 164A, 164B for å stabilisere borestrengen 121 under bevegelse. Videre tilveiebringer en hydraulisk betjent pakningsenhet 164D selektiv avsperring av boringen i stigerøret 160. Når de aktiveres av hydraulikkfluid via en hydraulikk-ledning 164G, ekspanderes de pumpbare elementene i pakningsenheten 164D for å gripe borestrengen 121 og med det omlede betydelig strømning av returfluid 142 inn i omløpsledningen 171. Mellomliggende elementer så som konsentriske rør-formige hylselagre (ikke vist) kan være tilveiebrakt mellom pakningsenheten 164D og borestrengen 121.1 tillegg kan en tetning 164C, så som en rotasjonstetning, tilveiebringe en ytterligere sperre for strømning av returfluid 142 gjennom strømningsbegrensningsanordningen 164. Når den deaktiveres, frigjøres pakningsenheten 164D fra borestrengen 121 og trekkes inn mot veggen i stigerøret 160. Dette reduserer blokkeringen av boringen i stigerøret 160, og muliggjør det med passasje av utstyr med stor diameter (ikke vist) gjennom strømningsbegrensnings-anordningen 164 mens, for eksempel, borestrengen 121 trippes inn og ut av stige-røret 160. Strømningsbegrensningsanordningen 164 er fortrinnsvis posisjonert i en hus-rørdel 164F, som kan være et teleskopskjøthus. Elementer så som lagrene 164 A,B og tetningen 164C kan være konstruert for permanent montering i huset 164F eller for montering på borestrengen 121.1 én foretrukket konstruksjon er elementer som utsettes for forholdsvis høy slitasje posisjonert på borestrengen 121, og skiftes ut når borestrengen 121 trippes. Videre er det fortrinnsvis tilveiebrakt en viss kontrollert klaring mellom borestrengen 121 og strømnings-begrensningsanordningen 164, slik at utstående andeler av borestrengen 121 (f.eks. rørskjøtkoplinger) kan sleide eller passere gjennom strømnings-begrensningsanordningen 164. With reference to Figure 2, an exemplary flow restriction device 164 redirects the flow of return fluid from the riser 160 to the fluid lifting device 170. The flow restriction device 164 is preferably movable between a position which provides a mainly fully open bore (no restriction of the flow) and a position where the bore is mainly closed (significant restriction of flow). It is also preferred that the flow restriction device 164 accommodates both the axial sliding and the rotary movement of the drill string 121 in the essentially closed position. Accordingly, in a preferred embodiment of the flow restriction device 164, the upper and lower radial bearings 164A, 164B are used to stabilize the drill string 121 during movement. Furthermore, a hydraulically operated packing assembly 164D provides selective shutoff of the bore in the riser 160. When actuated by hydraulic fluid via a hydraulic line 164G, the pumpable elements in the packing assembly 164D expand to engage the drill string 121 and thereby divert significant flow of return fluid 142 into the the bypass line 171. Intermediate elements such as concentric tubular sleeve bearings (not shown) may be provided between the packing unit 164D and the drill string 121. Additionally, a seal 164C, such as a rotary seal, may provide a further barrier to the flow of return fluid 142 through the flow restriction device 164. When it is deactivated, the packing assembly 164D is released from the drill string 121 and retracted against the wall of the riser 160. This reduces the blockage of the bore in the riser 160, and allows the passage of large diameter equipment (not shown) through the flow restriction device 164 while, for example , the drill string 121 is tripped in and out of the riser 160. The flow restriction device 164 is preferably positioned in a housing-pipe part 164F, which can be a telescopic joint housing. Elements such as the bearings 164 A,B and the seal 164C can be designed for permanent installation in the housing 164F or for installation on the drill string 121. One preferred design is elements that are exposed to relatively high wear positioned on the drill string 121, and replaced when the drill string 121 is tripped. Furthermore, a certain controlled clearance is preferably provided between the drill string 121 and the flow restriction device 164, so that protruding portions of the drill string 121 (e.g. pipe joints) can slide or pass through the flow restriction device 164.
Strømningsbegrensningsanordningen 164 kan være justerbar fra overflaten via en styreledning 165, hvilket muliggjør styring av trykkdifferensialet gjennom stigerøret. Dypet ved hvilket strømningsbegrensningsanordningen 164 installeres vil avhenge av den maksimalt ønskede reduksjonen av ECD. Et dyp på mellom 305 meter (1000 fot) og 915 meter (3000 fot) ansees som passende for de fleste undersjøiske anvendelser. Det returnerende fluidet 142 i stigerøret 160 omledes rundt strømningsbegrensningsanordningen 164 av en fluidløfteanordning, så som en sentrifugalpumpe 170, som er koplet til en krysstrømningsledning eller omløpsledning 171. Omløpsledningen 171 forløper fra en posisjon nedenfor strømningsbegrensningsanordningen 164 til en posisjon ovenfor strømnings-begrensningsanordningen 164. Løfteanordningen 170 leder således det returnerende fluidet i stigerøret fra nedenfor strømningsbegrensningsanordningen til ovenfor strømningsbegrensningsanordningen 164. Fluidløfteanordningen 170 er montert på utsiden av stigerøret 160. For å holde ECD ved en ønsket verdi regu-leres pumpens hastighet (omdreiningstall). Energien som forsynes (og således omdreiningstallet) til pumpen 170 økes typisk når strømningen av fluid i sirkuleringsveien øker og/eller etter hvert som lengden til sirkuleringsveien øker med fremdriften av borkronen. Videre reduseres energien som forsynes (og således omdreiningstallet) til løfteanordningen når returstrømningen i brønnen 90 (figur 1) avtar. I denne konstruksjonen utfører løfteanordningen deler av arbeidet med å pumpe eller løfte borefluidet tilbake til overflaten fra strømnings-begrensningsanordningen. Energien som forsynes til løfteanordningen 170 (dvs. arbeidet som utføres av anordningen) resulterer i en reduksjon av det hydrostatiske trykket i fluidsøylen nedenfor dette punktet, hvilket resulterer i en tilsvarende reduksjon av trykket langs retur-strømningsveien i ringrommet nedenfor løfteanordningen 170 og mer spesifikt ved foringsrørskoen 151 til det siste foringsrøret 152. Et hvilket som helst antall anordninger så som sentrifugalpumper, turbiner, strålepumper, positive fortrengningspumper og liknende kan være egnet for å tilveiebringe et trykkdifferensial og den assosierte styringen av ECD. Betegnelsene aktiv trykkdifferensialanordning ("APD-anordning"), aktiv fluidpumpeanordning og aktiv fluidløfteanordning er ment å omfatte i hvert fall slike anordninger, mekanismer og konstruksjoner. The flow restriction device 164 can be adjustable from the surface via a control line 165, which enables control of the pressure differential through the riser. The depth at which the flow restriction device 164 is installed will depend on the maximum desired reduction in ECD. A depth of between 305 meters (1,000 ft) and 915 meters (3,000 ft) is considered suitable for most subsea applications. The returning fluid 142 in the riser 160 is redirected around the flow restriction device 164 by a fluid lifting device, such as a centrifugal pump 170, which is connected to a cross-flow line or bypass line 171. The bypass line 171 extends from a position below the flow restriction device 164 to a position above the flow restriction device 164. The lift device 170 thus leads the returning fluid in the riser from below the flow restriction device to above the flow restriction device 164. The fluid lifting device 170 is mounted on the outside of the riser 160. To keep the ECD at a desired value, the pump's speed (revolution rate) is regulated. The energy that is supplied (and thus the number of revolutions) to the pump 170 is typically increased when the flow of fluid in the circulation path increases and/or as the length of the circulation path increases with the progress of the drill bit. Furthermore, the energy supplied (and thus the number of revolutions) to the lifting device is reduced when the return flow in the well 90 (Figure 1) decreases. In this design, the lifting device performs part of the work of pumping or lifting the drilling fluid back to the surface from the flow restriction device. The energy supplied to the lifting device 170 (ie, the work performed by the device) results in a reduction of the hydrostatic pressure in the fluid column below this point, which results in a corresponding reduction of the pressure along the return flow path in the annulus below the lifting device 170 and more specifically at casing shoe 151 to the last casing 152. Any number of devices such as centrifugal pumps, turbines, jet pumps, positive displacement pumps and the like may be suitable to provide a pressure differential and the associated control of the ECD. The terms active pressure differential device ("APD device"), active fluid pumping device and active fluid lifting device are intended to include at least such devices, mechanisms and structures.
Nå med henvisning til figur 1, i en alternativ utførelsesform, kan strømnings-begrensningsanordningen 164 og pumpen 170 være installert på et passende sted i ringrommet i brønnboringen, for eksempel som angitt med pilen 175, eller ved brønnhodeutstyret 125. Foreliggende oppfinnelse er også like anvendbar for underbalansene boresystemer, siden den kan styre ECD-effekten til et ønsket nivå. Now referring to Figure 1, in an alternative embodiment, the flow restriction device 164 and the pump 170 may be installed in a suitable location in the annulus in the wellbore, for example as indicated by the arrow 175, or at the wellhead equipment 125. The present invention is also equally applicable for the underbalanced drilling systems, since it can control the ECD effect to a desired level.
Nå med henvisning til figurene 1 og 2 omfatter brønnboringsystemet 100 videre en styringsenhet 180 ved overflaten som er konstruert for å motta informasjon eller signaler fra en rekke følere, omfattende de i fjerntliggende utstyr så som bunnhullsenheten 135. Systemet 100 omfatter én eller flere trykkfølere, så som P1 og flere andre følere Si-7 som tilveiebringer målinger vedrørende forskjellige boreparametere, så som fluidstrømningsmengde, temperatur, vekt mot borkronen, borehastighet, etc, parametere som vedrører boreenheten eller bunnhullsenheten, så som vibrasjon, glidefriksjon, omdreiningshastighet, vinkling, retning, bunnhulls-enhetens posisjon, etc, og formasjons- eller formasjonsevalueringsparametere som vanligvis betegnes måling-under-boring parametere så som resistivitet, akustikk, kjerne, NM R, etc Målinger av trykket i borefluidet kan også tas ved brønnhodet (P2) og ved overflaten (P3) eller ved et hvilket som helst annet punkt (Pn) langs borestrengen 120. Videre kan utstyrets status og tilstand, så vel som parametere vedrørende de omkringliggende forholdene (i tillegg til trykk og andre parametere som er listet ovenfor) i systemet 100 overvåkes av følere som er posisjonert rundt om i systemet 100, idet eksempelvise posisjoner omfatter ved overflaten (S1), ved fluidløfteanordningen (S2), ved brønnhodeutstyret 125 (S3), ved strømningsbegrensningsanordningen 164 (S4), nær foringsrørets forings-rørsko 151B (S5), ved bunnhullsenheten (S6) og nær innløpet til den aktive fluid-løfteanordningen 170 (S7). Informasjonen som tilveiebringes av disse følerne sendes til styringsenheten 180 via et egnet telemetrisystem (ikke vist). Now referring to Figures 1 and 2, the well drilling system 100 further includes a surface control unit 180 which is designed to receive information or signals from a variety of sensors, including those in remote equipment such as the downhole unit 135. The system 100 includes one or more pressure sensors, so such as P1 and several other sensors Si-7 that provide measurements regarding various drilling parameters, such as fluid flow rate, temperature, weight against the drill bit, drilling speed, etc., parameters related to the drilling unit or downhole unit, such as vibration, sliding friction, rotational speed, angle, direction, downhole -the unit's position, etc, and formation or formation evaluation parameters which are usually called measurement-while-drilling parameters such as resistivity, acoustics, core, NM R, etc. Measurements of the pressure in the drilling fluid can also be taken at the wellhead (P2) and at the surface (P3 ) or at any other point (Pn) along the drill string 120. Furthermore, can equip ts status and condition, as well as parameters regarding the surrounding conditions (in addition to pressure and other parameters listed above) in the system 100 are monitored by sensors positioned around the system 100, exemplary positions include at the surface (S1) , at the fluid lift device (S2), at the wellhead equipment 125 (S3), at the flow restriction device 164 (S4), near the casing shoe 151B (S5), at the bottom hole assembly (S6) and near the inlet of the active fluid lift device 170 (S7). The information provided by these sensors is sent to the control unit 180 via a suitable telemetry system (not shown).
Under boring mottar styringsenheten 180 informasjonen om trykket fra én eller flere av følerne (Pi - P„) og/eller informasjon fra andre følere (S1-7) i systemet 100. Styringsenheten 180 bestemmer ECD og anpasser energiforsyningen til løfteanordningen 170 for å holde ECD ved en ønsket eller forbestemt verdi eller innenfor et ønsket eller forbestemt intervall. Styringsenheten 180 omfatter en mikroprosessor eller en datamaskin, periferienheter 184 og programvare som kan ta online avgjørelser vedrørende styringen av strømningsbegrensningsanord-ningen 164 og energiforsyningen til løfteanordningen 170. En hastighetsmåler S2 kan anvendes for å bestemme pumpehastigheten. Posisjonen til strømnings-begrensningsanordningen 164 og trykkdifferensialet over begrensningsanordningen styrer derfor den ekvivalente sirkulasjonsdensiteten. Brønnboringssystemet 100 tilveiebringer således et lukket system for å styre den ekvivalente sirkulasjonsdensiteten ved på en kontrollert måte å omlede det returnerende fluidet rundt en strømningsbegrensningsanordning i returstrømningsveien i respons til én eller flere parametere av interesse under boring av en brønnboring. Dette systemet er relativt enkelt og effektivt, og kan innlemmes i nye eller eksisterende boresystemer. Figurene 3A og 3B illustrerer grafisk ECD-styringen som tilveiebringes av den ovenfor beskrevne utførelsesformen av foreliggende oppfinnelse. For enkelhets skyld viser figur 3A fluidløfteanordningen 164 ved et dyp D1 og en referanseposisjon i brønnboringen, så som foringsrørskoen 151, ved et nedre dyp D2. Figur 3B viser grafisk dypet som funksjon av trykket, omfattende en første kurve C1 som representerer en trykkgradient før operasjon av systemet 100 og en andre kurve C2 som representerer en trykkgradient under operasjon av systemet 100. Kurven C3 representerer en teoretisk kurve der ECD-forholdet ikke er til stede, dvs. når brønnen er statisk uten sirkulasjon og er fri for borespon. En vil se at et ønsket eller valgt trykk ved dypet D2 under kurven C3 ikke kan oppnås med kurven C1. Tjenlig reduserer systemet 100 det hydrostatiske trykket ved dypet D1, og endrer således trykkgradienten, som vises av kurven C3, hvilket kan tilveiebringe det ønskede forbestemte trykket ved dypet D2. Denne endringen er omtrent lik det trykkfallet som skapes av fluidløfteanordningen 170. Figur 4 viser en annen utførelsesform av foreliggende oppfinnelse som er egnet for todelt gradient boring. Mekanismer og anordninger som er de samme som de i figur 1 er for enkelhets skyld gitt samme referansenummer. Utførelses-formen i figur 4 omfatter et system 200 der det returnerende fluidet 142 i stigerøret 160 omledes rundt begrensningsanordningen 164 av en aktiv trykkdifferensialanordning 202 som er koplet til en krysstrømningsledning eller omløpsledning 204. Omløpsledningen 204 er installert i en posisjon nedenfor strømningsbegrensnings-anordningen 164. Den aktive trykkdifferensialanordningen 202 omleder således det returnerende fluidet 142 i stigerøret 160 fra nedenfor strømningsbegrensnings-anordningen 164 til overflaten. Den aktive trykkdifferensialanordningen 202 er montert ovenfor havbunnen og utenfor stigerøret 160. Operasjonen av den aktive trykkdifferensialanordningen 202 skaper et valgt trykkdifferensial over anordningen 202. Den pumper også det returnerende fluidet 142 fra rett nedenfor strømnings-begrensningsanordningen 164 og bringer det omledede fluidet inn i en separat returledning 206, som fører fluidet til overflaten ved å omløpe den andelen av stigerøret 160 som befinner seg ovenfor strømningsbegrensningsanordningen 164. During drilling, the control unit 180 receives the information about the pressure from one or more of the sensors (Pi - P„) and/or information from other sensors (S1-7) in the system 100. The control unit 180 determines the ECD and adjusts the energy supply to the lifting device 170 to maintain the ECD at a desired or predetermined value or within a desired or predetermined interval. The control unit 180 comprises a microprocessor or a computer, peripheral units 184 and software that can make online decisions regarding the control of the flow restriction device 164 and the energy supply to the lifting device 170. A speed meter S2 can be used to determine the pump speed. The position of the flow restriction device 164 and the pressure differential across the restriction device therefore control the equivalent circulation density. The well drilling system 100 thus provides a closed system for controlling the equivalent circulation density by in a controlled manner redirecting the return fluid around a flow restriction device in the return flow path in response to one or more parameters of interest during drilling a well bore. This system is relatively simple and effective, and can be incorporated into new or existing drilling systems. Figures 3A and 3B graphically illustrate the ECD control provided by the above described embodiment of the present invention. For simplicity, Figure 3A shows the fluid lift device 164 at a depth D1 and a reference position in the wellbore, such as the casing shoe 151, at a lower depth D2. Figure 3B graphically shows the depth as a function of the pressure, comprising a first curve C1 representing a pressure gradient before operation of the system 100 and a second curve C2 representing a pressure gradient during operation of the system 100. The curve C3 represents a theoretical curve where the ECD ratio does not is present, i.e. when the well is static without circulation and is free of drilling chips. It will be seen that a desired or selected pressure at the depth D2 under the curve C3 cannot be achieved with the curve C1. In effect, the system 100 reduces the hydrostatic pressure at depth D1, thus changing the pressure gradient, shown by curve C3, which can provide the desired predetermined pressure at depth D2. This change is approximately equal to the pressure drop created by the fluid lifting device 170. Figure 4 shows another embodiment of the present invention which is suitable for two-part gradient drilling. Mechanisms and devices which are the same as those in figure 1 are given the same reference number for the sake of simplicity. The embodiment in Figure 4 comprises a system 200 where the returning fluid 142 in the riser 160 is diverted around the restriction device 164 by an active pressure differential device 202 which is connected to a cross-flow line or bypass line 204. The bypass line 204 is installed in a position below the flow restriction device 164. The active pressure differential device 202 thus redirects the returning fluid 142 in the riser 160 from below the flow restriction device 164 to the surface. The active pressure differential device 202 is mounted above the seabed and outside the riser 160. The operation of the active pressure differential device 202 creates a selected pressure differential across the device 202. It also pumps the return fluid 142 from just below the flow restriction device 164 and brings the diverted fluid into a separate return line 206, which leads the fluid to the surface by bypassing the part of the riser 160 which is located above the flow restriction device 164.
Figur 4 illustrerer videre at et materiale 208, som har lavere densitet enn returfluidet og som oppnås fra en dertil egnet kilde på eller ved overflaten, holdes i Figure 4 further illustrates that a material 208, which has a lower density than the return fluid and which is obtained from a suitable source on or near the surface, is held in
stigerøret 160 oppihulls begrensningsanordningen 164. Materialet 208 er vanligvis sjøvann. Et egnet fluid kan imidlertid ha en densitet som er lavere eller høyere enn den til sjøvann. Materialet 208 anendes for å tilveiebringe en statisk trykkgradient i brønnboringen som er mindre enn den trykkgradienten som skapes av fluidet nedenfor strømningsbegrensningsanordningen 164. Boringen utføres på en tilsvarende måte som i den utførelsesformen som er beskrevet i forbindelse med figur 1, bortsett fra at den aktive trykkdifferensialanordningen 202 pumper returfluidet 142 inn i den separate returledningen 206, som kan forløpe utenfor stigerøret 160. Deretter bringes returfluidet 142 inn i separatoren 24. the riser 160 the downhole restriction device 164. The material 208 is usually seawater. However, a suitable fluid can have a density that is lower or higher than that of seawater. The material 208 is intended to provide a static pressure gradient in the wellbore that is less than the pressure gradient created by the fluid below the flow restriction device 164. The drilling is performed in a similar way as in the embodiment described in connection with Figure 1, except that the active pressure differential device 202 pumps the return fluid 142 into the separate return line 206, which can run outside the riser 160. The return fluid 142 is then brought into the separator 24.
For å oppnå den ønskede reduksjonen av og/eller styringen over bunnhullstrykket eller den ekvivalente sirkulasjonsdensiteten, anvender systemet 200 en strømningsbegrensningsanordning 164 og en aktiv trykkdifferensialanordning 202 mye på samme måte som den beskrevet i forbindelse med systemet 100 (figur 1). Det vil si, kort beskrevet, at den aktive trykkdifferensialanordningen 202 løfter det returfluidet som befinner seg ovenfor den og med det reduserer det hydrostatiske trykket i fluidsøylen som befinner seg nedenfor dette punktet. Dette resulterer i en tilsvarende reduksjon av trykket langs returstrømningsveien og mer spesifikt ved foringsrørskoen 151 for det siste foringsrøret 152. Styring av den aktive trykkdifferensialanordningen muliggjør derfor styring av brønnboringens trykk og ECD. In order to achieve the desired reduction of and/or control over the bottom hole pressure or the equivalent circulation density, the system 200 uses a flow restriction device 164 and an active pressure differential device 202 in much the same way as that described in connection with the system 100 (Figure 1). That is, briefly described, that the active pressure differential device 202 lifts the return fluid that is located above it and thereby reduces the hydrostatic pressure in the fluid column that is located below this point. This results in a corresponding reduction of the pressure along the return flow path and more specifically at the casing shoe 151 for the last casing 152. Control of the active pressure differential device therefore enables control of the wellbore pressure and ECD.
Figurene 5A og 5B illustrerer grafisk ECD-styringen som tilveiebringes av den ovenfor beskrevne utførelsesformen av foreliggende oppfinnelse. For enkelhets skyld viser figur 5A fluidløfteanordningen 202 ved et dyp D3 og en referanseposisjon i brønnboringen, så som foringsrørskoen 151, ved et nedre dyp D4. Figur 5B viser grafisk dypet som funksjon av trykket, omfattende en første kurve C4 som representerer en trykkgradient før operasjon av systemet 200 og en andre kurve C5 som representerer en trykkgradient under operasjon av systemet 200. Kurven C6 representerer en teoretisk kurve der ECD-forholdet ikke er til stede, dvs. når brønnen er statisk uten sirkulasjon og er fri for borespon. Trykkgradienten i det materialet 208 som ikke er borefluid (f.eks. sjøvann) (figur 3) i stigerøret er vist som kurve C7, og trykkgradienten i borefluidet i den separate ledningen 206 (figur 3) er vist som kurven C8. En vil se at et ønsket eller valgt trykk ved dypet D3 under kurven C6 ikke kan oppnås med kurven C4. Tjenlig reduserer systemet 200 det hydrostatiske trykket ved dypet D3, og endrer således trykk-gradientkurven, som fremgår av kurven C5, hvilket kan tilveiebringe det ønskede forbestemte trykket ved dypet D4. Denne endringen er omtrent lik det trykkfallet som skapes av fluidløfteanordningen 202. Figures 5A and 5B graphically illustrate the ECD control provided by the above described embodiment of the present invention. For simplicity, Figure 5A shows the fluid lift device 202 at a depth D3 and a reference position in the wellbore, such as the casing shoe 151, at a lower depth D4. Figure 5B graphically shows the depth as a function of pressure, comprising a first curve C4 representing a pressure gradient before operation of the system 200 and a second curve C5 representing a pressure gradient during operation of the system 200. Curve C6 represents a theoretical curve where the ECD ratio does not is present, i.e. when the well is static without circulation and is free of drilling chips. The pressure gradient in the material 208 which is not drilling fluid (e.g. seawater) (Figure 3) in the riser is shown as curve C7, and the pressure gradient in the drilling fluid in the separate line 206 (Figure 3) is shown as curve C8. One will see that a desired or selected pressure at the depth D3 under the curve C6 cannot be achieved with the curve C4. In effect, the system 200 reduces the hydrostatic pressure at the depth D3, and thus changes the pressure gradient curve, which appears from the curve C5, which can provide the desired predetermined pressure at the depth D4. This change is approximately equal to the pressure drop created by the fluid lift device 202.
I likhet med brønnboringssystemet 100 i figur 1 omfatter systemet 200 en styringsenhet 180 som er innrettet for å motta informasjon eller signaler fra en rekke forskjellige følere, omfattende de i bunnhullsenheten 135. For korthets skyld vil ikke detaljene av de assosierte komponentene bli gjentatt her. Videre, også i likhet med systemet 100, mottar styringsenheten 180 for systemet 200 trykk-informasjonen fra én eller flere av følerne (Pi - Pn) og/eller informasjon fra andre følere S1-S7 i systemet 100. Styringsenheten 180 evaluerer bunnhullstrykket og anpasser energiforsyningen til trykkdifferensialanordningen 202 for å opprettholde bunnhullstrykket ved en ønsket eller forbestemt verdi eller innenfor et ønsket eller forbestemt intervall. Brønnboringssystemet 200 tilveiebringer således et lukket system for å styre den ekvivalente sirkulasjonsdensiteten ved på en kontrollert måte å omlede det returnerende fluidet rundt en strømningsbegrensnings-anordning i returfluid-strømningsveien i respons til én eller flere parametere av interesse under boring av en brønnboring. Dette systemet er relativt enkelt og effektivt og kan innlemmes i nye eller eksisterende systemer. Similar to the well drilling system 100 in Figure 1, the system 200 comprises a control unit 180 which is arranged to receive information or signals from a number of different sensors, including those in the downhole unit 135. For the sake of brevity, the details of the associated components will not be repeated here. Furthermore, also similar to the system 100, the control unit 180 for the system 200 receives the pressure information from one or more of the sensors (Pi - Pn) and/or information from other sensors S1-S7 in the system 100. The control unit 180 evaluates the downhole pressure and adapts the energy supply to the pressure differential device 202 to maintain the bottom hole pressure at a desired or predetermined value or within a desired or predetermined interval. The well drilling system 200 thus provides a closed system for controlling the equivalent circulation density by in a controlled manner redirecting the return fluid around a flow restriction device in the return fluid flow path in response to one or more parameters of interest during drilling a wellbore. This system is relatively simple and efficient and can be incorporated into new or existing systems.
Mens den foregående beskrivelsen er rettet mot de foretrukne ut-førelsesformene av oppfinnelsen, vil forskjellige endringer være åpenbare for fagmannen. Intensjonen er at alle variasjoner som ligger innenfor rammen til og idéen bak de etterfølgende patentkravene omfattes av den foregående beskrivelsen. While the foregoing description is directed to the preferred embodiments of the invention, various modifications will be apparent to those skilled in the art. The intention is that all variations that lie within the framework of and the idea behind the subsequent patent claims are covered by the preceding description.
Claims (34)
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US30395901P | 2001-07-09 | 2001-07-09 | |
| US30416001P | 2001-07-10 | 2001-07-10 | |
| US32379701P | 2001-09-20 | 2001-09-20 | |
| PCT/US2002/021520 WO2003006778A1 (en) | 2001-07-09 | 2002-07-09 | Drilling system and method for controlling equivalent circulating density during drilling of wellbores |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20031087D0 NO20031087D0 (en) | 2003-03-10 |
| NO20031087L NO20031087L (en) | 2003-05-08 |
| NO326671B1 true NO326671B1 (en) | 2009-01-26 |
Family
ID=27404987
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20031087A NO326671B1 (en) | 2001-07-09 | 2003-03-10 | Drilling system and method for controlling equivalent circulation density during drilling of wellbores |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| AU (1) | AU2002320329A1 (en) |
| GB (1) | GB2389130B (en) |
| NO (1) | NO326671B1 (en) |
| WO (1) | WO2003006778A1 (en) |
Families Citing this family (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6536520B1 (en) | 2000-04-17 | 2003-03-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Top drive casing system |
| US8011450B2 (en) | 1998-07-15 | 2011-09-06 | Baker Hughes Incorporated | Active bottomhole pressure control with liner drilling and completion systems |
| US6896075B2 (en) * | 2002-10-11 | 2005-05-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for drilling with casing |
| US6966367B2 (en) | 2002-01-08 | 2005-11-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for drilling with a multiphase pump |
| US8955619B2 (en) * | 2002-05-28 | 2015-02-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Managed pressure drilling |
| US7730965B2 (en) | 2002-12-13 | 2010-06-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Retractable joint and cementing shoe for use in completing a wellbore |
| USRE42877E1 (en) | 2003-02-07 | 2011-11-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for wellbore construction and completion |
| US7650944B1 (en) | 2003-07-11 | 2010-01-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Vessel for well intervention |
| US7032691B2 (en) | 2003-10-30 | 2006-04-25 | Stena Drilling Ltd. | Underbalanced well drilling and production |
| NO321824B1 (en) * | 2004-11-22 | 2006-07-10 | Statoil Asa | Pump device |
| CA2538196C (en) | 2005-02-28 | 2011-10-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Deep water drilling with casing |
| GB2474606B (en) * | 2005-07-27 | 2011-06-15 | Baker Hughes Inc | Active bottomhole pressure control with liner drilling and compeltion systems |
| US7836973B2 (en) | 2005-10-20 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Annulus pressure control drilling systems and methods |
| US7857052B2 (en) | 2006-05-12 | 2010-12-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Stage cementing methods used in casing while drilling |
| US8276689B2 (en) | 2006-05-22 | 2012-10-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for drilling with casing |
| CA2867384C (en) | 2006-11-07 | 2016-06-07 | Charles R. Orbell | Method of drilling by installing multiple annular seals between a riser and a string |
| WO2012003101A2 (en) * | 2010-07-01 | 2012-01-05 | Agr Subsea A.S. | System and method for controlling wellbore pressure |
| US8689878B2 (en) | 2012-01-03 | 2014-04-08 | Baker Hughes Incorporated | Junk basket with self clean assembly and methods of using same |
| US9080401B2 (en) | 2012-04-25 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Fluid driven pump for removing debris from a wellbore and methods of using same |
| US8973662B2 (en) | 2012-06-21 | 2015-03-10 | Baker Hughes Incorporated | Downhole debris removal tool capable of providing a hydraulic barrier and methods of using same |
| EP2920403A1 (en) * | 2012-11-15 | 2015-09-23 | BP Corporation North America Inc. | Systems and methods for determining enhanced equivalent circulating density and interval solids concentration in a well system using multiple sensors |
| US9228414B2 (en) | 2013-06-07 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Junk basket with self clean assembly and methods of using same |
| US9416626B2 (en) | 2013-06-21 | 2016-08-16 | Baker Hughes Incorporated | Downhole debris removal tool and methods of using same |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US92908A (en) | 1869-07-20 | Improvement in combined lamp-wick trimmer, chimney-cleaner | ||
| US108601A (en) | 1870-10-25 | Improvement in knife-holders and guiders for heel-cutting machines | ||
| US94208A (en) | 1869-08-31 | Improvement in apparatus for re jewelling watches | ||
| US95188A (en) | 1869-09-28 | Improvement in harvesters | ||
| US101541A (en) | 1870-04-05 | Improvement in nut-lock plate | ||
| US304160A (en) | 1884-08-26 | Rub-iron for vehicles | ||
| US4813495A (en) * | 1987-05-05 | 1989-03-21 | Conoco Inc. | Method and apparatus for deepwater drilling |
| US6415877B1 (en) * | 1998-07-15 | 2002-07-09 | Deep Vision Llc | Subsea wellbore drilling system for reducing bottom hole pressure |
| GB9904380D0 (en) * | 1999-02-25 | 1999-04-21 | Petroline Wellsystems Ltd | Drilling method |
-
2002
- 2002-07-09 AU AU2002320329A patent/AU2002320329A1/en not_active Abandoned
- 2002-07-09 WO PCT/US2002/021520 patent/WO2003006778A1/en not_active Application Discontinuation
- 2002-07-09 GB GB0305720A patent/GB2389130B/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-03-10 NO NO20031087A patent/NO326671B1/en not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2389130A (en) | 2003-12-03 |
| WO2003006778A8 (en) | 2003-02-27 |
| NO20031087L (en) | 2003-05-08 |
| WO2003006778A3 (en) | 2004-02-26 |
| AU2002320329A1 (en) | 2003-01-29 |
| WO2003006778A1 (en) | 2003-01-23 |
| GB0305720D0 (en) | 2003-04-16 |
| GB2389130B (en) | 2006-01-11 |
| NO20031087D0 (en) | 2003-03-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO326671B1 (en) | Drilling system and method for controlling equivalent circulation density during drilling of wellbores | |
| US7270185B2 (en) | Drilling system and method for controlling equivalent circulating density during drilling of wellbores | |
| US8132630B2 (en) | Reverse circulation pressure control method and system | |
| CA2579647C (en) | Control systems and methods for active controlled bottomhole pressure systems | |
| US7055627B2 (en) | Wellbore fluid circulation system and method | |
| US8011450B2 (en) | Active bottomhole pressure control with liner drilling and completion systems | |
| EP1155216B1 (en) | Drilling method | |
| US7114581B2 (en) | Active controlled bottomhole pressure system & method | |
| NO320829B1 (en) | Underwater wellbore drilling system for reducing bottom hole pressure | |
| CA2790484C (en) | Reverse circulation apparatus and methods for using same | |
| NO343598B1 (en) | Active controlled bottom hole pressure system and continuous circulation system method | |
| GB2423104A (en) | Downhole fluid circulation with a jet assembly | |
| NO339872B1 (en) | Apparatus, system and method for controlling pressure in a borehole | |
| WO2007126833A1 (en) | Reverse circulation pressure control method and system | |
| WO2007016000A1 (en) | Active bottomhole pressure control with liner drilling and compeltion system | |
| US8851181B2 (en) | Method for circulating a fluid entry out of a subsurface wellbore without shutting in the wellbore | |
| WO2012003101A2 (en) | System and method for controlling wellbore pressure | |
| Jonassen | Evaluation of a top hole full return drilling system applying a concentric dual drill string and an integrated pump | |
| BR112021010513A2 (en) | Method for controlling pressure in a well, and pressure management drilling system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |