NO327236B1 - Procedure for controlling a drilling operation - Google Patents
Procedure for controlling a drilling operation Download PDFInfo
- Publication number
- NO327236B1 NO327236B1 NO20080204A NO20080204A NO327236B1 NO 327236 B1 NO327236 B1 NO 327236B1 NO 20080204 A NO20080204 A NO 20080204A NO 20080204 A NO20080204 A NO 20080204A NO 327236 B1 NO327236 B1 NO 327236B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- particle size
- size distribution
- drilling
- drill
- cuttings
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 57
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 42
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 30
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 27
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 25
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000012216 screening Methods 0.000 claims description 33
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 16
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 description 12
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 210000002196 fr. b Anatomy 0.000 description 2
- 210000003918 fraction a Anatomy 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 238000007873 sieving Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 210000000540 fraction c Anatomy 0.000 description 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 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
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/063—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by separating components
- E21B21/065—Separating solids from drilling fluids
-
- 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
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
Abstract
Framgangsmåte ved styring av en boreoperasjon , særlig ved produksjons- eller leteboring etter hydrokarboner, hvor en borkrone er anordnet i en ende av en borestreng og er egnet til ved rotasjon og trykk mot en undergrunnsformasjon å tildanne et borehull, og hvor en borevæske sirkuleres gjennom et rørløp ut i borehullet ved borkronen for å transportere borkaks ut av borehullet, hvor framgangsmåten omfatter trinnene: - å skaffe tilveie data (17, 27, 37, 47) om partikkelstørrelses fordeling i borekakset; - å sammenligne den tilveiebrakte partikkelstørrelsesfordeling med data for ønsket partikkelstørrelses-fordeling ved boring i den aktuelle undergrunnsformasjonen; og - å justere boreoperasjonens kritiske styringsparametre i den hensikt å oppnå en borekakspartikkelstørrelsesfordeling som i størst mulig grad samsvarer med den ønskede partikkelstørrelsesfordeling.A method of controlling a drilling operation, in particular in production or exploration drilling for hydrocarbons, wherein a drill bit is arranged at one end of a drill string and is suitable for forming a borehole by rotation and pressure against a subterranean formation, and wherein a drilling fluid is circulated through a tubing into the borehole at the drill bit to transport cuttings out of the borehole, the method comprising the steps of: - providing data (17, 27, 37, 47) on particle size distribution in the drill cuttings; - comparing the particle size distribution obtained with data for the desired particle size distribution by drilling in the relevant subterranean formation; and - adjusting the critical control parameters of the drilling operation in order to obtain a drill bit particle size distribution which corresponds as far as possible to the desired particle size distribution.
Description
FRAMGANGSMÅTE VED STYRING AV EN BOREOPERASJON METHOD OF PROCEDURE IN MANAGING A DRILLING OPERATION
Oppfinnelsen vedrører en framgangsmåte ved styring av en b o-reoperasjon, nærmere bestemt ved at partikkelstørrelsesforde-lingen i borkaks fastsettes og sammenlignes med data for ønsket partikkelstørrelsesfordeling ved boring i den aktuelle undergrunnsformasjon, hvoretter boreoperasjonens kritiske styringsparametre endres med den hensikt å oppnå ønsket par-tikkelstørrelsesfordeling i borkakset. The invention relates to a procedure for controlling a drilling operation, more specifically by determining the particle size distribution in drilling cuttings and comparing it with data for the desired particle size distribution when drilling in the subsoil formation in question, after which the critical control parameters of the drilling operation are changed with the aim of achieving the desired par- particle size distribution in the drill cuttings.
I forbindelse med boring av blant annet lete - eller produk-sjonsbrønner for hydrokarboner blir den anvendte borevæsken renset for utborede partikler (borkaks) som har blitt fraktet hydraulisk med borevæsken fra bunnen av borehull et og opp til overflaten. De utborede partiklene må skilles fra borevæsken for å gjenvinne borevæskens egenskaper. I forbindelse med borehull i undergrunnsformasjoner tilsettes det også kjemikal i-er og mineraler blant annet for å tette borehullets vegg for derved å hindre lekkasje av borevæske ut gjennom borehull s-veggen og til formasjonen. In connection with the drilling of, among other things, exploration or production wells for hydrocarbons, the used drilling fluid is cleaned of drilled particles (drilling cuttings) that have been transported hydraulically with the drilling fluid from the bottom of the borehole up to the surface. The drilled out particles must be separated from the drilling fluid to recover the drilling fluid's properties. In connection with boreholes in underground formations, chemicals and minerals are also added, among other things, to seal the wall of the borehole and thereby prevent leakage of drilling fluid out through the borehole wall and into the formation.
I forbindelse med boring av lange, horisontale hull er det et problem at partikler som føres med borevæsken, har tendens til å sedimentere i borehullet, idet de settes av i det ve-sentlige i bunnpartiet av det horisontale borehullet. Dette fører til avtakende tverrsnitt på borehullet, noe som resul-terer i økende kontakt mellom borerørene i en borestreng og den sedimenterte massen. Dette gir økt friksjon ved bevegelse av borestrengen, og det kreves mer kraft for å bevege borestrengen. I verste fall blir borestrengen sittende fast i borehullet. Dette problemet blir større med økende borehull s-lengder. In connection with the drilling of long, horizontal holes, it is a problem that particles carried with the drilling fluid tend to sediment in the borehole, as they are deposited mainly in the bottom part of the horizontal borehole. This leads to a decreasing cross-section of the borehole, which results in increasing contact between the drill pipes in a drill string and the sedimented mass. This results in increased friction when moving the drill string, and more force is required to move the drill string. In the worst case, the drill string gets stuck in the drill hole. This problem becomes greater with increasing borehole s-lengths.
Fra for eksempel bergverksindustrien er det kjent å skaffe seg oversikt over partikkelstørrelsesfordeling i en partik-kelmasse ved at et utvalg (prøve) av partikkelmassen siktes ved hjelp av et sikteapparat omfattende en flerhet av sikt e-duker med nedstrøms avtakende siktedukåpning, hvor de ulike fraksjonene samles opp og veies, hvoretter den relative for-delingen settes opp i tabell eller diagram. Et eksempel på dette er omtalt i EP0084666. From, for example, the mining industry, it is known to obtain an overview of the particle size distribution in a particulate mass by sieving a selection (sample) of the particle mass using a sieving apparatus comprising a plurality of sieve e-cloths with a downstream decreasing sieve opening, where the various fractions collected and weighed, after which the relative distribution is drawn up in a table or diagram. An example of this is discussed in EP0084666.
Ved gjenvinning av borevæske i forbindelse med lete - eller produksjonsboring etter hydrokarboner, er det kjent å anvende ett eller flere vibrasjonssikteapparat (shale shaker), hvor hvert av vibrasjonssikteapparatene gjerne er forsynt med si k-teduker med forskjellige åpninger satt sammen til en siktsam-menstilling. Hver sikteduk leverer de utskilte partiklene til samme sted, idet hensikten med å anvende flere sikteduker er å oppnå en best mulig separasjon av partikler fra borevæsken. De utskilte partiklene håndteres i den etterfølgende prose s-sen som sams masse. When recovering drilling fluid in connection with exploratory or production drilling for hydrocarbons, it is known to use one or more vibrating screening devices (shale shakers), where each of the vibrating screening devices is often equipped with sieve cloths with different openings assembled into a screening assembly . Each screening cloth delivers the separated particles to the same place, as the purpose of using several screening cloths is to achieve the best possible separation of particles from the drilling fluid. The separated particles are handled in the subsequent process as a single mass.
Oppfinnelsen har til formål å avhjelpe eller å redusere i det minste en av ulempene ved kjent teknikk. The purpose of the invention is to remedy or to reduce at least one of the disadvantages of known technology.
Formålet oppnås ved trekk som er angitt i nedenstående b e-skrivelse og i etterfølgende patentkrav. The purpose is achieved by features that are stated in the letter below and in subsequent patent claims.
Oppfinnelsen vedrører en framgangsmåte ved styring av en boreoperasjon, hvor en borkrone på i og for seg kjent vis er The invention relates to a procedure for controlling a drilling operation, where a drill bit in a known manner is
anordnet i en ytre ende av en borestreng, og en borevæske som sirkuleres i borehullet, fører borkaks med seg ut av borehullet. Ved å finne partikkelstørrelsesfordelingen i borevæsken og å sammenligne denne partikkelstørrelsesfordelingen med en arranged at an outer end of a drill string, and a drilling fluid that is circulated in the borehole carries cuttings with it out of the borehole. By finding the particle size distribution in the drilling fluid and comparing this particle size distribution to a
ideell, ønsket fordeling ved boring under de rådende forhold, vil analyseresultatet kunne anvendes til styring av boreop e-rasjonen, nærmere bestemt ved at boreoperasjonen, i ti lfelle av at analyseresultatene viser en fraksjonsfordeling som ikke er gunstig, søkes endret i en retning mot et gunstige re re-sultat. Styringsparameterne som påvirker partikkelfo rdelingen i en gitt undergrunnstruktur er for eksempel borkronens arbeidstrykk mot undergrunnsformasjonen, borkronens rotasjonshastighet, borevæskens sammensetning og borevæskens gjennomstrømningshastighet i borehullet. Det er innlysende for en fagperson på området at en hvilken som helst separeringsmet o-de som er egnet til å skille borkakspartikler fra en borevæske, er formålstjenlig så lenge separerings metoden muliggjør fraksjonering av borkakspartiklene. ideal, desired distribution when drilling under the prevailing conditions, the analysis result will be able to be used to control the drilling operation, more specifically by the drilling operation, in the event that the analysis results show a fraction distribution that is not favorable, sought to be changed in a direction towards a favorable results. The control parameters that affect the particle distribution in a given subsurface structure are, for example, the working pressure of the drill bit against the subsurface formation, the rotational speed of the drill bit, the composition of the drilling fluid and the flow rate of the drilling fluid in the borehole. It is obvious to a person skilled in the field that any separation method suitable for separating cuttings particles from a drilling fluid is suitable as long as the separation method enables fractionation of the cuttings particles.
Oppfinnelsen vedrører mer spesifikt en framgangsmåte ved styring av en boreoperasjon, særlig ved produksjons - eller leteboring etter hydrokarboner, hvor en borkrone er anordnet i en ende av en borestreng og er egnet til ved rotasjon og trykk mot en undergrunnsformasjon å tildanne et borehull, og hvor en borevæske sirkuleres gjennom et rørløp ut i borehullet ved borkronen for å transportere borkaks ut av borehullet, kjen-netegnet ved at framgangsmåten omfatter trinn ene: å skaffe tilveie data om partikkelstørrelsesfordeling i borkakset; The invention relates more specifically to a method of controlling a drilling operation, particularly in production or exploratory drilling for hydrocarbons, where a drill bit is arranged at one end of a drill string and is suitable for forming a borehole by rotation and pressure against an underground formation, and where a drilling fluid is circulated through a pipe run into the borehole at the drill bit to transport cuttings out of the borehole, characterized in that the method comprises step one: obtaining data on particle size distribution in the cuttings;
å sammenligne den tilveiebrakte partikkelstørrelsesfor-deling med data for ønsket partikkelstørrelse sfordeling ved boring i den aktuelle undergrunnsf orm as j onen; og å justere boreoperasjonens kritiske styringspar ametre i den hensikt å oppnå en borkakspartikkelstørrelsesfordeling som i størst mulig grad samsvarer med den ønskede parti k-kelstørrelsesfordeling. to compare the provided particle size distribution with data for the desired particle size distribution when drilling in the subsoil formation in question; and to adjust the drilling operation's critical control parameters with the aim of achieving a drill bit particle size distribution that corresponds to the desired particle size distribution to the greatest extent possible.
Boreoperasjonens kritiske styringsparametre omfatter for - trinnsvis borkronens arbeidstrykk mot undergrunnsformas jonen, borkronens rotasjonshastighet, borevæskens sammensetning og borevæskens gjennomstrømningshastighet i borehullet. The critical control parameters of the drilling operation include, first and foremost, the bit's working pressure against the subsurface formation, the bit's rotation speed, the composition of the drilling fluid and the flow rate of the drilling fluid in the borehole.
Borkakspartikkelstørrelsesfordelingen tilveiebringes for - trinnsvis ved at i det minste en representativ andel av den borkaksholdige borevæsken bringes til et separeringssystem innrettet til fraksjonering av borkakspartiklene. Derved oppnås den fordel at framgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan anvendes ved analyse av representative prøveuttak fra en bor e-væskestrøm fra et borehull. Alternativt kan hele borevæske-strømmen behandles, noe som er fordelaktig ved behov for spesiell prosessering av én eller flere borkaksfraksjoner. The drill cuttings particle size distribution is provided step by step by bringing at least a representative proportion of the drilling fluid containing drill cuttings to a separation system designed to fractionate the cuttings particles. Thereby, the advantage is achieved that the method according to the invention can be used for the analysis of representative samples taken from a drill e-fluid stream from a borehole. Alternatively, the entire drilling fluid flow can be processed, which is advantageous if special processing of one or more cuttings fractions is required.
Separeringssystemet omfatter fortrinnsvis en flerhet seriekoplede vibrasjonssikteapparater, idet hvert vibrasjonssikt e-apparat er innrettet til å skille ut partikler over en spes i-fikk siktestørrelse og å holde disse atskilt fra partikler som skilles ut fra andre vibrasjonssikteapparater i siktean-ordningen. Framgangsmåten kan dermed utøves ved anvendelse av i og for seg kjente vibrasjonssikteapparater, men stilt opp slik at de utskilte partiklene fra én siktestørrelse ikke blandes med fraksjoner utskilt fra vibrasjonssikteappar ater med en annen sikteåpning. The separation system preferably comprises a plurality of series-connected vibration screening devices, each vibration screening device being designed to separate out particles above a specified sieve size and to keep these separated from particles that are separated from other vibration screening devices in the screening device. The method can thus be carried out using vibration sieves known per se, but set up so that the separated particles from one sieve size are not mixed with fractions separated from vibration sieves with a different sieve opening.
Hver fraksjon kvantifiseres fortrinnsvis i form av vekt eller volum. Det er innlysende at det foreligger en lang rekke må-lemetoder for å komme fram til relevante målstørrelser. Each fraction is preferably quantified in terms of weight or volume. It is obvious that there is a wide range of measurement methods to arrive at relevant target sizes.
Hver av de separate partikkelfraksjonene distribueres for - trinnsvis til videre prosessering. Med prosessering menes her all benyttelse av borkakset, for eksempel deponering, knusing eller direkte tilbakeføring til en undergrunnsstru ktur. Each of the separate particle fractions is distributed in stages for further processing. Processing here means all use of drill cuttings, for example depositing, crushing or direct return to an underground structure.
I det etterfølgende beskrives et eksempel på en foretrukket utførelsesform som er anskueliggjort på medfølgende tegning, fig. 1, som skjematisk viser en oppstilling av flere vibrasjonssikteapparater for utøvelse av framgangsmåten ifølge oppfinnelsen. In what follows, an example of a preferred embodiment is described which is illustrated in the accompanying drawing, fig. 1, which schematically shows an arrangement of several vibration screening devices for carrying out the method according to the invention.
På figuren er det vist et separeringssystem 1 hvor flere første vibrasjonssikteapparater 11 av i og for seg kjent teknikk er sammenstilt omkring et første siktemottak 12. Alle første vibrasjonssikteapparater 11 er forsynt med samme type sikteduk (ikke vist) for utskilling av en første borkaksfraksjon A i en materialdelstrøm 16 som ledes via det første siktemottaket 12, som er felles for alle første vibrasjon s-sikteapparatene 11, til en første transportør 13. Den første transportøren 13 er forsynt med midler 18 for registrering av materialstrømmen som passerer over nevnte transpo rtør 13 . Fra den første transportørens 13 utløp strømmer en materialstrøm 17 inneholdende utskilt borkaks av fraksjon A. Denne materialstrømmen 17 kan etter behov splittes i flere materialstrø m-mer 17a, 17b for ulik videre prosessering; for eksempel kan den ene delstrømmen være en materialstrøm som anvendes til prøvetaking ifølge oppfinnelsen, mens den andre delstrømmen kan ledes til et deponi (ikke vist) direkte eller via dertil egnede i og for seg kjente transportmidler. The figure shows a separation system 1 where several first vibration screening devices 11 of known technology are arranged around a first screening receptacle 12. All first vibration screening devices 11 are provided with the same type of screening cloth (not shown) for separating a first drill bit fraction A in a material partial flow 16 which is led via the first screening receiver 12, which is common to all the first vibration screening devices 11, to a first conveyor 13. The first conveyor 13 is provided with means 18 for recording the material flow that passes over said conveyor 13. From the outlet of the first conveyor 13 flows a material stream 17 containing separated drill cuttings of fraction A. This material stream 17 can be split into several material streams 17a, 17b for different further processing as needed; for example, one sub-flow can be a material flow that is used for sampling according to the invention, while the other sub-flow can be led to a landfill (not shown) directly or via means of transport known in and of themselves suitable for that purpose.
Hvert av de første vibrasjonssikteapparatene 11 blir tilført borkaksholdig borevæske i en primær borevæskestrøm 5 på i og for seg kjent vis. For enkelthets skyld er det bare vist til-førsel av borevæske til ett av vibrasjonssikteapparatene 11. Each of the first vibration screening devices 11 is supplied with drilling fluid containing drill bits in a primary drilling fluid stream 5 in a manner known per se. For the sake of simplicity, only the supply of drilling fluid to one of the vibration screening devices 11 is shown.
I et væskeutløp fra hvert av de første vibrasjonssikteapparatene 11 strømmer en sekundær borevæskestrøm 15. For enkelthets skyld er dette bare vist i tilknytning til ett av vibrasjonssikteapparatene 11. Den sekundære borevæskestrømmen 15 ledes til et inntak på et andre vibrasjonssikteapparat 21. A secondary drilling fluid flow 15 flows into a liquid outlet from each of the first vibration screening devices 11. For the sake of simplicity, this is only shown in connection with one of the vibration screening devices 11. The secondary drilling fluid stream 15 is led to an intake on a second vibration screening device 21.
Tilsvarende det som er beskrevet ovenfor for de første vibr a-sjonssikteapparatene 11, er flere andre, henholdsvis tredje og fjerde vibrasjonssikteapparater 21, henholdsvis 31 og 41, av i og for seg kjent teknikk sammenstilt omkring et andre, henholdsvis tredje og fjerde siktemottak 22, henholdsvis 32 og 42. Corresponding to what is described above for the first vibration sighting devices 11, several other, respectively third and fourth vibration sighting devices 21, respectively 31 and 41, of per se known technology are arranged around a second, respectively third and fourth sighting reception 22, 32 and 42 respectively.
Alle andre vibrasjonssikteapparater 21 er forsynt med sikteduk (ikke vist) med mindre lysåpninger enn sikteduken i de første vibrasjonssikteapparatene 11, for utskilling av en andre borkaksfraksjon B i en materialdelstrøm 26 som ledes via det andre siktemottaket 22, som er felles for alle andre vibrasjonssikteapparatene 21, til en andre transportør 23. All other vibrating screening devices 21 are provided with screening cloth (not shown) with smaller light openings than the screening cloth in the first vibrating screening devices 11, for the separation of a second drill bit fraction B in a material sub-flow 26 which is led via the second screening reception 22, which is common to all other vibrating screening devices 21 , to a second carrier 23.
Tilsvarende gjelder for tredje og fjerde vibrasjonssikteapparater 31, 41 som skiller ut borkaksfraksjon C, henholdsvis D. The same applies to the third and fourth vibration screening devices 31, 41 which separate out the boron chip fraction C and D, respectively.
Den andre, henholdsvis tredje og fjerde, transportøren 23, henholdsvis 33 og 43, er forsynt med midler 2 8, henholdsvis 3 8 og 48, for registrering av materialstrømmen som passerer over nevnte transportør 23, henholdsvis 33 og 43. Fra den andre, henholdsvis tredje og fjerde, transportørens 23, henholdsvis 33 og 43, utløp strømmer en materialstrøm 27, henholdsvis 3 7 og 47, inneholdende utskilt borkaks av fraksjon B, henholdsvis C og D. Denne materialstrømmen 27, henholdsvis 3 7 og 47, kan etter behov splittes i flere materialstrømmer 27a, 27b, henholdsvis 37a, 37b og 47a, 47b, for ulik videre prosessering; for eksempel kan den ene delstrømmen være en materialstrøm som anvendes til prøvetaking ifølge oppfinne 1-sen, mens den andre delstrømmen kan ledes til et deponi (ikke vist) direkte eller via dertil egnede, i og for seg kjente transportmidler. The second, respectively third and fourth, conveyor 23, respectively 33 and 43, are provided with means 2 8, respectively 3 8 and 48, for recording the material flow that passes over said conveyor 23, respectively 33 and 43. From the second, respectively third and fourth, the conveyor's 23, respectively 33 and 43, outlet flows a material stream 27, respectively 3 7 and 47, containing separated drilling cuttings of fraction B, respectively C and D. This material stream 27, respectively 3 7 and 47, can be split as needed in several material streams 27a, 27b, 37a, 37b and 47a, 47b, respectively, for different further processing; for example, one partial flow can be a material flow that is used for sampling according to inventor 1, while the other partial flow can be led to a landfill (not shown) directly or via suitable means of transport known in and of themselves.
Fra de fjerde vibrasjonssikteapparatene 41 går en strøm 4 5 som utgjøres av borevæske som er ferdigbehandlet når det gjelder utskilling av borkakspartikler, men som på i og for seg kjent vis kan gjennomgå ytterligere prosessering for utskilling av tilsatsstoffer, for eksempel vektstoffer som ba-rytt og lignende. From the fourth vibration screening devices 41, a stream 45 is made up of drilling fluid which has been fully treated in terms of the separation of cuttings particles, but which in a manner known per se can undergo further processing for the separation of additives, for example heavy substances such as barite and the like.
Det er innlysende for en fagperson på området at separeringssystemet 1 for utøvelse av framgangsmåten ifølge oppfinnelsen må omfatte hensiktsmessige rør-, ventil-, pumpe- og beholder-arrangement av i og for seg kjent teknikk for styring av væs-kestrømmene i separeringssystemet 1, men som for enkelhets It is obvious to a person skilled in the field that the separation system 1 for carrying out the method according to the invention must include suitable pipe, valve, pump and container arrangements of per se known technique for controlling the liquid flows in the separation system 1, but as for simplicity
skyld ikke er vist her. fault not shown here.
Det er også innlysende at væskestrømmene 15, 25, 35 nødven-digvis ikke ledes direkte mellom de respektive vibrasjonssi k-teapparatene 11, 21, 31, 41, men vil kunne ledes via for eksempel bufferreservoar eller væskefordelere (ikke vist). It is also obvious that the liquid flows 15, 25, 35 are not necessarily directed directly between the respective vibrating screen devices 11, 21, 31, 41, but can be directed via, for example, buffer reservoirs or liquid distributors (not shown).
Det er også nærliggende at separeringssystemet 1 kan omfatte flere vibrasjonssikteapparat med ytterligere sikteduktyper for oppsplitting av borkakset i flere formålstjenlige fraksjoner enn de som er nevnt her. It is also obvious that the separation system 1 can comprise several vibration screening devices with further screening cloth types for splitting the drill cuttings into more useful fractions than those mentioned here.
Til separeringssystemet 1 er det via i og for seg kjente sig-nalkommuniserende midler 2a, 3a, for eksempel kabler, til-knyttet kontroll- og betjeningsanlegg 2, 3 for styring av separeringssystemet 1 og for registrering og beregning av relevante data. Control and operating systems 2, 3 are connected to the separation system 1 via known signal communication means 2a, 3a, for example cables, for controlling the separation system 1 and for recording and calculating relevant data.
Claims (6)
Priority Applications (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20080204A NO327236B1 (en) | 2008-01-11 | 2008-01-11 | Procedure for controlling a drilling operation |
| PCT/NO2009/000006 WO2009088301A1 (en) | 2008-01-11 | 2009-01-07 | A method for control of a drilling operation |
| US12/811,999 US20110094800A1 (en) | 2008-01-11 | 2009-01-07 | Method for Control of a Drilling Operation |
| GB1012795A GB2469413B (en) | 2008-01-11 | 2009-01-07 | A method for control of a drilling operation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20080204A NO327236B1 (en) | 2008-01-11 | 2008-01-11 | Procedure for controlling a drilling operation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20080204A NO20080204A (en) | 2009-05-18 |
| NO327236B1 true NO327236B1 (en) | 2009-05-18 |
Family
ID=40627022
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20080204A NO327236B1 (en) | 2008-01-11 | 2008-01-11 | Procedure for controlling a drilling operation |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20110094800A1 (en) |
| GB (1) | GB2469413B (en) |
| NO (1) | NO327236B1 (en) |
| WO (1) | WO2009088301A1 (en) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014130851A1 (en) * | 2013-02-21 | 2014-08-28 | M-I L.L.C. | Dual pass stacked shakers and method for using same |
| WO2018236373A1 (en) * | 2017-06-21 | 2018-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Prediction of cutting size and shape generated by a drill bit |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3943754A (en) * | 1975-06-30 | 1976-03-16 | Georgia Tech Research Institute | Method and apparatus for determining the relative weight proportions of different size fractions of a sample of particulate material |
| EP0084666B1 (en) * | 1982-01-23 | 1986-03-05 | BASF Aktiengesellschaft | Apparatus for wet-sieving analysis |
| US6349595B1 (en) * | 1999-10-04 | 2002-02-26 | Smith International, Inc. | Method for optimizing drill bit design parameters |
| US6386026B1 (en) * | 2000-11-13 | 2002-05-14 | Konstandinos S. Zamfes | Cuttings sample catcher and method of use |
| NO318632B1 (en) * | 2000-06-23 | 2005-04-18 | Inst Francais Du Petrole | Procedure for the evaluation of physical parameters for a subsea reservoir from cuttings taken therefrom |
| US7092822B2 (en) * | 2002-05-15 | 2006-08-15 | Institut Francais Du Petrole | Method of evaluating the capillary pressure curve of an underground deposit rocks based on rock cuttings measurements |
| US20070245838A1 (en) * | 2006-04-20 | 2007-10-25 | Willy Rieberer | Drill cutting sampler |
Family Cites Families (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4413511A (en) * | 1982-03-12 | 1983-11-08 | Mobil Oil Corporation | System for measuring cuttings and mud carryover during the drilling of a subterranean well |
| US4809791A (en) * | 1988-02-08 | 1989-03-07 | The University Of Southwestern Louisiana | Removal of rock cuttings while drilling utilizing an automatically adjustable shaker system |
| US5196401A (en) * | 1988-06-27 | 1993-03-23 | The United State Of America As Represented By The Secretary Of The Interior | Method of enhancing rock fragmentation and extending drill bit life |
| US5571962A (en) * | 1993-03-26 | 1996-11-05 | Core Holdings B.V. | Method and apparatus for analyzing drill cuttings |
| FR2734315B1 (en) * | 1995-05-15 | 1997-07-04 | Inst Francais Du Petrole | METHOD OF DETERMINING THE DRILLING CONDITIONS INCLUDING A DRILLING MODEL |
| FR2766228B1 (en) * | 1997-07-17 | 1999-09-03 | Schlumberger Cie Dowell | SIMULATION OF THE CONTROL OF SOLIDS IN DRILLING FLUIDS AND APPLICATION TO THE DETERMINATION OF THE SIZES OF DRILL CUTTINGS |
| US7721822B2 (en) * | 1998-07-15 | 2010-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Control systems and methods for real-time downhole pressure management (ECD control) |
| US7174975B2 (en) * | 1998-07-15 | 2007-02-13 | Baker Hughes Incorporated | Control systems and methods for active controlled bottomhole pressure systems |
| US7096975B2 (en) * | 1998-07-15 | 2006-08-29 | Baker Hughes Incorporated | Modular design for downhole ECD-management devices and related methods |
| US6585115B1 (en) * | 2000-11-28 | 2003-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for transferring dry oil and gas well drill cuttings |
| US7284623B2 (en) * | 2001-08-01 | 2007-10-23 | Smith International, Inc. | Method of drilling a bore hole |
| US6981561B2 (en) * | 2001-09-20 | 2006-01-03 | Baker Hughes Incorporated | Downhole cutting mill |
| GB2416559B (en) * | 2001-09-20 | 2006-03-29 | Baker Hughes Inc | Active controlled bottomhole pressure system & method |
| US7306057B2 (en) * | 2002-01-18 | 2007-12-11 | Varco I/P, Inc. | Thermal drill cuttings treatment with weir system |
| US6681874B2 (en) * | 2002-01-23 | 2004-01-27 | Drill Cuttings Technology, L.L.C. | Method and apparatus for removing fluids from drill cuttings |
| US6957698B2 (en) * | 2002-09-20 | 2005-10-25 | Baker Hughes Incorporated | Downhole activatable annular seal assembly |
| US7055627B2 (en) * | 2002-11-22 | 2006-06-06 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore fluid circulation system and method |
| US20050082468A1 (en) * | 2003-09-15 | 2005-04-21 | Konstandinos Zamfes | Drilling Cutting Analyzer System and methods of applications. |
| US20080202811A1 (en) * | 2003-09-15 | 2008-08-28 | Konstandinos Zamfes | Drilling Cutting Analyzer System and Methods of Applications |
| ATE452277T1 (en) * | 2005-08-08 | 2010-01-15 | Schlumberger Technology Bv | DRILLING SYSTEM |
| GB2454701B (en) * | 2007-11-15 | 2012-02-29 | Schlumberger Holdings | Methods of drilling with a downhole drilling machine |
-
2008
- 2008-01-11 NO NO20080204A patent/NO327236B1/en not_active IP Right Cessation
-
2009
- 2009-01-07 GB GB1012795A patent/GB2469413B/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-01-07 US US12/811,999 patent/US20110094800A1/en not_active Abandoned
- 2009-01-07 WO PCT/NO2009/000006 patent/WO2009088301A1/en active Application Filing
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3943754A (en) * | 1975-06-30 | 1976-03-16 | Georgia Tech Research Institute | Method and apparatus for determining the relative weight proportions of different size fractions of a sample of particulate material |
| EP0084666B1 (en) * | 1982-01-23 | 1986-03-05 | BASF Aktiengesellschaft | Apparatus for wet-sieving analysis |
| US6349595B1 (en) * | 1999-10-04 | 2002-02-26 | Smith International, Inc. | Method for optimizing drill bit design parameters |
| NO318632B1 (en) * | 2000-06-23 | 2005-04-18 | Inst Francais Du Petrole | Procedure for the evaluation of physical parameters for a subsea reservoir from cuttings taken therefrom |
| US6386026B1 (en) * | 2000-11-13 | 2002-05-14 | Konstandinos S. Zamfes | Cuttings sample catcher and method of use |
| US7092822B2 (en) * | 2002-05-15 | 2006-08-15 | Institut Francais Du Petrole | Method of evaluating the capillary pressure curve of an underground deposit rocks based on rock cuttings measurements |
| US20070245838A1 (en) * | 2006-04-20 | 2007-10-25 | Willy Rieberer | Drill cutting sampler |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB201012795D0 (en) | 2010-09-15 |
| GB2469413A (en) | 2010-10-13 |
| GB2469413B (en) | 2011-12-07 |
| NO20080204A (en) | 2009-05-18 |
| WO2009088301A1 (en) | 2009-07-16 |
| US20110094800A1 (en) | 2011-04-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9238948B2 (en) | System for analysing gas from strata being drilled under high mud flows | |
| US8812236B1 (en) | Method for using particle size analysis in near time or real time to create a proper particle size distribution within a drilling fluid management system for improved well drilling efficiency | |
| AU2007222041B2 (en) | Method and apparatus for managing variable density drilling mud | |
| CA2708294C (en) | A method and apparatus for processing solids laden drilling mud having lost circulation material therein | |
| US20070221411A1 (en) | Recovery system | |
| US20110297373A1 (en) | Wellbore strengthening material recovery | |
| US11739600B2 (en) | Degassing and analyzing drilling fluid | |
| NO20071694L (en) | Modular pressure control and drilling waste management apparatus for underground wellbore operations | |
| NO321889B1 (en) | Apparatus and method for removing solids during drilling of undersea oilfield wells | |
| CN102782252A (en) | Measuring gas content of unconventional reservoir rocks | |
| US8276686B2 (en) | Vacuum assisted drill cuttings dryer and handling apparatus | |
| NO20131638A1 (en) | Sold with multiple vibration screens | |
| US8662170B2 (en) | Cuttings transfer system | |
| NO327236B1 (en) | Procedure for controlling a drilling operation | |
| AU2009201316A1 (en) | System for analysing gas from strata being drilled | |
| CA2781548C (en) | System for analysing gas from strata being drilled under high mud flows | |
| US20220412214A1 (en) | Flowline nipple / agitator tandem extraction system | |
| KR20150110913A (en) | Shale shakers for mud treatment | |
| Kroken et al. | Evaluating an Alternate Cutting Separation Technology: Is the MudCube a Fit for Brazilian Offshore Drilling? | |
| SU728917A1 (en) | Method and apparatus for sampling and sorting slime during well drilling | |
| Ardrey et al. | Automation of solids control systems | |
| GB2483698A (en) | Apparatus and method for recovering clean drilling fluid from fluid contaminated with debris. | |
| Robinson | Historical perspective and introduction | |
| CA2581682A1 (en) | Apparatus and method for moving drilled cuttings |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CREP | Change of representative |
Representative=s name: ONSAGERS AS, POSTBOKS 1813, VIKA, 0123 OSLO, NORGE |
|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |