NO329687B1 - Method and apparatus for pressure regulating a well - Google Patents
Method and apparatus for pressure regulating a well Download PDFInfo
- Publication number
- NO329687B1 NO329687B1 NO20090767A NO20090767A NO329687B1 NO 329687 B1 NO329687 B1 NO 329687B1 NO 20090767 A NO20090767 A NO 20090767A NO 20090767 A NO20090767 A NO 20090767A NO 329687 B1 NO329687 B1 NO 329687B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- drilling fluid
- pump
- pressure
- well
- vessel
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 title abstract description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 118
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 114
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 32
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 5
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 5
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 15
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 7
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical group [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Fremgangsmåte for trykkregulering av en brønn (1) som rager inn i en brønnformasjon (2), og som bores fra et borefartøy til havs, og hvor brønnen (1) omfatter en utblåsingssikring (10) på havbunnen (12) og et stigerør (14) som forløper fra utblåsingssikringen (10) og opp til fartøyet, og hvor en borevæskes (24) returløp (8, 14, 20) er forsynt med en roterbar overflatetetning (22) som tettende omkranser en borestreng (4), idet den roterbare overflatetetning (22) er innrettet til å kunne tette mot en trykkdifferanse mellom omgivelsene og returløpet (8, 14, 20), og hvor det ved den roterende overflatetetning (22) er anordnet et avstengbart borevæskeut-løp (28), og hvor fremgangsmåten omfatter: - å anordne et pumpeuttak (32) fra returløpet (8, 14, 20) under vann; - å kople en pumpe (30) til returløpet (8, 14, 20), idet pumpen (30) er koplet til et trykkrør (34) som munner ut på fartøyet ; - å overvåke borevæsketrykket; og - å regulere pumperaten gjennom pumpen (30) for å opprettholde et i hovedsak konstant borevæsketrykk ved brønnformasjonen (2) både når borevæske (24) strømmer og når den er stanset.A method of pressure regulating a well (1) projecting into a well formation (2), drilled from an offshore drilling vessel, the well (1) comprising a blowout preventer (10) on the seabed (12) and a riser (14). ) extending from the blowout preventer (10) and up to the vessel, and wherein the return passage (8, 14, 20) of a drilling fluid (24) is provided with a rotatable surface seal (22) sealingly encircling a drill string (4), the rotatable surface seal (22) is arranged to be able to seal against a pressure difference between the surroundings and the return bore (8, 14, 20), and wherein a rotatable drilling fluid outlet (28) is arranged at the rotating surface seal (22), and wherein the method comprises: - arranging a pump outlet (32) from the return line (8, 14, 20) under water; - connecting a pump (30) to the return line (8, 14, 20), the pump (30) being connected to a pressure pipe (34) which opens onto the vessel; - to monitor the drilling fluid pressure; and - regulating the pump rate through the pump (30) to maintain a substantially constant drilling fluid pressure at the well formation (2) both when drilling fluid (24) flows and when it is stopped.
Description
FREMGANGSMÅTE OG ANORDNING FOR Å TRYKKREGULERE EN BRØNN METHOD AND DEVICE FOR PRESSURE REGULATING A WELL
Denne oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for trykkregulering av en brønn. Nær-mere bestemt dreier det seg om en fremgangsmåte for trykkregulering av en brønn som rager inn i en brønnformasjon, og som bores fra et fartøy til havs, og hvor brøn-nen omfatter en utblåsingssikring på havbunnen og et stigerør som forløper fra utblåsingssikringen og opp til fartøyet, og hvor borevæskens returløp er forsynt med en roterende overflatetetning som tettende omkranser en borestreng, idet den roterende overflatetetning er innrettet til å kunne tette mot en trykkdifferanse mellom omgivelsene og returløpet, og hvor det er anordnet et avstengbart borevæskeutløp ved den roterende overflatetetning. Oppfinnelsen omfatter også en anordning for utøvelse av fremgangsmåten. This invention relates to a method for pressure regulation of a well. More specifically, it concerns a method for pressure regulation of a well that protrudes into a well formation, and which is drilled from a vessel at sea, and where the well includes a blowout preventer on the seabed and a riser that runs from the blowout preventer up to the vessel, and where the drilling fluid's return run is provided with a rotating surface seal that tightly surrounds a drill string, the rotating surface seal being arranged to be able to seal against a pressure difference between the surroundings and the return run, and where a shut-off drilling fluid outlet is arranged at the rotating surface seal. The invention also includes a device for carrying out the method.
Ved brønnboring i grunnen kan det forekomme at en brønnformasjons poretrykk pp (pore pressure) avviker relativt lite fra fraktureringstrykket fp (fracture pressure). When drilling a well in the ground, it can happen that the pore pressure pp (pore pressure) of a well formation deviates relatively little from the fracturing pressure fp (fracture pressure).
Normalt reguleres borevæskens egenvekt slik at borevæskesøylens trykkhøyde mot-virker poretrykket og forhindrer at brønnfluid strømmer inn i borehullet under boring. Normally, the specific gravity of the drilling fluid is regulated so that the pressure height of the drilling fluid column counteracts the pore pressure and prevents well fluid from flowing into the borehole during drilling.
Borevæske må imidlertid også kunne fylle andre funksjoner. Den må for eksempel være relativt viskøs for å ta med seg borekaks opp til overflaten. However, drilling fluid must also be able to fulfill other functions. It must, for example, be relatively viscous in order to carry cuttings up to the surface.
Borevæsketrykket i formasjonen er sammensatt av blant annet det statiske trykket fra væskesøylen og et dynamisk trykk, det såkalte friksjonstrykk, fra den strømmende borevæske. The drilling fluid pressure in the formation is composed of, among other things, the static pressure from the fluid column and a dynamic pressure, the so-called frictional pressure, from the flowing drilling fluid.
Mens det statiske trykk er relativt konstant, forsvinner friksjonstrykket når borevæskesirkulasjonen stanses, noe som gjentas hver gang et nytt rør skal koples til en borestreng. While the static pressure is relatively constant, the frictional pressure disappears when the drilling fluid circulation is stopped, which is repeated every time a new pipe is to be connected to a drill string.
For å motvirke innstrømming av brønnfluid i brønnen under slike operasjoner, må det statiske trykk fra borevæsken, som nevnt ovenfor, være tilstrekkelig stort til å kunne forhindre innstrømming av brønnfluid fra brønnformasjonen, men ikke så stort at det overskrider fraktureringstrykket slik at borevæske strømmer ut i brønnformasjonen. In order to counteract the inflow of well fluid into the well during such operations, the static pressure from the drilling fluid, as mentioned above, must be sufficiently large to be able to prevent the inflow of well fluid from the well formation, but not so large that it exceeds the fracturing pressure so that drilling fluid flows out into the well formation.
Når borevæskesirkulasjonen igjen igangsettes, kan friksjonstrykket, når det er liten differanse mellom poretrykk og fraktureringstrykk, bevirke at fraktureringstrykket overskrides. Borevæske vil da kunne strømme ut i formasjonen. En slik utstrømming, ofte betegnet "lost circulation", kan foruten tap av relativt kostbar borevæske, også medføre skader i formasjonen, for eksempel bevirke redusert produksjon senere, samt betydelig tapt tid i forbindelse med boreoperasjonen. When the drilling fluid circulation is restarted, the frictional pressure, when there is a small difference between the pore pressure and the fracturing pressure, can cause the fracturing pressure to be exceeded. Drilling fluid will then be able to flow out into the formation. Such an outflow, often referred to as "lost circulation", can, in addition to the loss of relatively expensive drilling fluid, also cause damage to the formation, for example causing reduced production later, as well as considerable lost time in connection with the drilling operation.
Ved anvendelse av konvensjonell boreteknikk hvor borevæsken har atmosfærestrykk ved overflaten, er det ikke alltid mulig å regulere det statiske trykk tilstrekkelig til å kunne kompensere for friksjonstrykket når sirkulasjon av borevæske startes og stop-pes. I noen tilfeller er det dynamiske friksjonstrykk større enn differansen mellom poretrykk og fraktureringstrykk. When using conventional drilling techniques where the drilling fluid has atmospheric pressure at the surface, it is not always possible to regulate the static pressure sufficiently to be able to compensate for the frictional pressure when circulation of drilling fluid is started and stopped. In some cases, the dynamic frictional pressure is greater than the difference between pore pressure and fracturing pressure.
US-dokument 2004/0065440 omhandler en fremgangsmåte og anordning for å injisere letter fluid ved sjøbunnen i en brønn. US document 2004/0065440 deals with a method and device for injecting lighter fluid at the seabed in a well.
US-dokument 2004/0238177 beskriver et høytrykks stigerør som er forsynt med BOP-ventiler både ved havbunnen og på riggen. Det er anordnet et returrør for borevæske på stigerøret. US document 2004/0238177 describes a high-pressure riser that is equipped with BOP valves both at the seabed and on the rig. A return pipe for drilling fluid is arranged on the riser.
US-dokument 2008/0105434 beskriver en fremgangsmåte for å injisere borevæske via et rør separat fra stigerøret og hvor det ved strømningsrestriksjoner i stigerøret er anordnet utløp. US document 2008/0105434 describes a method for injecting drilling fluid via a pipe separate from the riser and where, due to flow restrictions in the riser, an outlet is arranged.
Det er kjent å anbringe en struping i returrøret for borevæske, normalt på et nivå under vannet i ringrommet mellom borestrengen og et stigerør, og å anvende en pumpe til å pumpe borevæsken forbi restriksjonen, se for eksempel Deep Visions "Delta Vi-sion", se WO 2003/006778, og Statoil ASA's "Annular Pressure Control system". Det statiske trykk under restriksjonen og derved også i formasjonen kan endres relativt hurtig ved å styre pumperaten. Den nødvendige strømm i ngsrestriksjon utgjør en kompliserende komponent i boresystemet. It is known to place a choke in the drilling fluid return pipe, normally at a level below the water in the annulus between the drill string and a riser, and to use a pump to pump the drilling fluid past the restriction, see for example Deep Vision's "Delta Vi-sion", see WO 2003/006778, and Statoil ASA's "Annular Pressure Control system". The static pressure under the restriction and thereby also in the formation can be changed relatively quickly by controlling the pumping rate. The necessary flow restriction constitutes a complicating component of the drilling system.
Det er også kjent å anordne en tetning omkring borestrengen ved returrørets øvre parti for å kunne trykksette borevæsken. Tetningen må tillate rotasjon av borestrengen og betegnes gjerne "roterende overflatetetning" RCD (Surface Rotating Control Device eller bare Rotating Control Device). Fremgangsmåten betegnes "trykksatt bo-revæskeboring" PMCD (Pressurised MudCap Drilling). Det er således mulig å trykksette borevæsken, og regulere dette trykk over en strupeventil. Når borevæske ikke sirkuleres, kan trykket i borevæsken økes hurtig for å kunne opprettholde trykket i brønnen. Det påførte trykk kan hurtig reduseres når borevæsken igjen sirkuleres. Fremgangsmåten har begrensninger og ulemper ved at borevæskens egenvekt ikke lenger er stor nok til å opprettholde trykket i brønnen med mindre returløpet er trykksatt. It is also known to arrange a seal around the drill string at the upper part of the return pipe in order to be able to pressurize the drilling fluid. The seal must allow rotation of the drill string and is often referred to as a "rotating surface seal" RCD (Surface Rotating Control Device or simply Rotating Control Device). The procedure is called "pressurised mudcap drilling" PMCD (Pressurised MudCap Drilling). It is thus possible to pressurize the drilling fluid, and regulate this pressure via a throttle valve. When drilling fluid is not circulated, the pressure in the drilling fluid can be increased quickly in order to maintain the pressure in the well. The applied pressure can be quickly reduced when the drilling fluid is circulated again. The method has limitations and disadvantages in that the specific gravity of the drilling fluid is no longer large enough to maintain the pressure in the well unless the return pipe is pressurized.
PMCD metoden er beskrevet i artikkelen "MPD techniques address problems in drilling Southeast Asia's fractured carbonate structures" i Drilling Contractor som er offisielt tidskrift for The International Association of Drilling Contractors, sidene 34-36, no-vember/desember 2006. The PMCD method is described in the article "MPD techniques address problems in drilling Southeast Asia's fractured carbonate structures" in Drilling Contractor, which is the official journal of The International Association of Drilling Contractors, pages 34-36, November/December 2006.
Det kan også forekomme at poretrykket er så lavt at det ikke kan motstå trykket fra en væskesøyle som forløper til overflaten, eller at differansen mellom poretrykk og fraktureringstrykk er så liten at det må konstrueres en trykkgradient som er basert på væsker med ulike egenvekter. NO-patent 319213 beskriver en fremgangsmåte hvor returløpet er fylt med et fluid som har lavere egenvekt enn borevæsken. It can also happen that the pore pressure is so low that it cannot withstand the pressure from a column of liquid that extends to the surface, or that the difference between pore pressure and fracturing pressure is so small that a pressure gradient must be constructed that is based on liquids with different specific gravities. NO patent 319213 describes a method where the return pipe is filled with a fluid that has a lower specific gravity than the drilling fluid.
Oppfinnelsen har til formål å avhjelpe eller redusere i det minste én av ulempene ved kjent teknikk. The purpose of the invention is to remedy or reduce at least one of the disadvantages of known technology.
Formålet oppnås i henhold til oppfinnelsen ved de trekk som er angitt i nedenstående beskrivelse og i de etterfølgende patentkrav. The purpose is achieved according to the invention by the features indicated in the description below and in the subsequent patent claims.
Det er tilveiebrakt en fremgangsmåte for trykkregulering av en brønn som rager inn i en brønnformasjon, og som bores fra et fartøy til havs, og hvor brønnen omfatter en utblåsingssikring på havbunnen og et stigerør som forløper fra utblåsingssikringen og opp til fartøyet, og hvor borevæskens returløp er forsynt med en roterende overflatetetning som tettende omkranser en borestreng, idet den roterende overflatetetning er innrettet til å kunne tette mot en trykkdifferanse mellom omgivelsene og returløpet, og hvor det er anordnet et avstengbart borevæskeutløp ved den roterende overflatetetning, idet fremgangsmåten omfatter: - å anordne et pumpeuttak fra returløpet under vann; - å kople en pumpe til returløpet, idet pumpen er koplet til et rør som munner ut på fartøyet, og hvor fremgangsmåten kjennetegnes ved at den omfatter; - å bringe pumpen til å pumpe borevæske fra pumpeuttaket og til fartøyet; A method has been provided for pressure regulation of a well that protrudes into a well formation, and which is drilled from a vessel at sea, and where the well includes a blowout preventer on the seabed and a riser that extends from the blowout preventer up to the vessel, and where the return flow of the drilling fluid is provided with a rotating surface seal that tightly encircles a drill string, the rotating surface seal being arranged to be able to seal against a pressure difference between the surroundings and the return run, and where a shut-off drilling fluid outlet is arranged at the rotating surface seal, the method comprising: - arranging a pump outlet from the underwater return line; - to connect a pump to the return pipe, the pump being connected to a pipe that opens onto the vessel, and where the method is characterized by the fact that it includes; - to bring the pump to pump drilling fluid from the pump outlet and to the vessel;
- å overvåke borevæsketrykket; og - to monitor the drilling fluid pressure; and
- å regulere pumperaten gjennom pumpen for å opprettholde et i hovedsak konstant borevæsketrykk ved brønnformasjonen både når borevæske strømmer og når den er stanset. - to regulate the pumping rate through the pump in order to maintain an essentially constant drilling fluid pressure at the well formation both when drilling fluid is flowing and when it is stopped.
Så lenge det foreligger en tilstrekkelig differanse mellom borevæsketrykket i brønn-formasjonen og fraktureringstrykket kan boringen gjennomføres på i og for seg kjent måte ved at det avstengbare borevæskeutløp åpnes. Borevæske strømmer derved tilbake via returløpet, som i denne foretrukne utførelsesform utgjøres av blant annet et ringrom mellom stigerøret og borestrengen. Siden strupninger i returløpet er unød-vendig, kan returborevæske fritt strømme i returløpet. As long as there is a sufficient difference between the drilling fluid pressure in the well formation and the fracturing pressure, the drilling can be carried out in a manner known per se by opening the shut-off drilling fluid outlet. Drilling fluid thereby flows back via the return pipe, which in this preferred embodiment consists of, among other things, an annulus between the riser and the drill string. Since bottlenecks in the return pipe are unnecessary, return drilling fluid can flow freely in the return pipe.
Dersom innstrømming av borefluid til formasjonen finner sted, kan det avstengbare borevæskeutløp lukkes for derved å kunne etablere et overtrykk etter undertrykk i returløpet relativt omgivelsene. Ved å starte pumpen, kan det statiske trykk i brønn-formasjonen umiddelbart reduseres for eksempel ved at borevæskenivået senkes i returløpet, hvorved det etableres et undertrykk i returløpets øvre parti. If inflow of drilling fluid into the formation takes place, the shut-off drilling fluid outlet can be closed to thereby be able to establish an overpressure after underpressure in the return run relative to the surroundings. By starting the pump, the static pressure in the well formation can be immediately reduced, for example by lowering the drilling fluid level in the return pipe, whereby a negative pressure is established in the upper part of the return pipe.
Borekaks og borevæske kan således sirkuleres ut av brønnen også når veskesøylen i returløpet befinner seg på et lavere høydenivå slik at borevæske ikke lenger kan strømme ut via det stengbare borevæskeutløp. Drilling cuttings and drilling fluid can thus be circulated out of the well also when the bag column in the return run is at a lower height level so that drilling fluid can no longer flow out via the closable drilling fluid outlet.
Dersom de rådende trykk i formasjonen er for lave til å kunne motstå trykket fra borevæskens trykksøyle, kan i det minste en andel av returløpet som befinner seg over pumpeuttaket fylles med et andre fluid som har ulik egenvekt, normalt lavere, i forhold til borevæsken. Det statiske trykk fra væskesøylen kan derved tilpasses brønner hvor både formasjonstrykk og fraktureringstrykk er relativt lave. If the prevailing pressures in the formation are too low to be able to withstand the pressure from the pressure column of the drilling fluid, at least a part of the return run that is located above the pump outlet can be filled with a second fluid that has a different specific gravity, normally lower, in relation to the drilling fluid. The static pressure from the liquid column can thereby be adapted to wells where both formation pressure and fracturing pressure are relatively low.
Når et andre fluid befinner seg i returløpet, kan pumperaten styres også for å opprettholde overgangen mellom borevæsken og det andre fluid på et tilnærmet konstant høydenivå. When a second fluid is in the return run, the pump rate can also be controlled to maintain the transition between the drilling fluid and the second fluid at an approximately constant height level.
Fremgangsmåten kan utøves ved hjelp av en trykkreguleringsanordning for en brønn som rager inn i en brønnformasjon, og som bores fra et fartøy til havs, og hvor brøn-nen omfatter en utblåsingssikring på havbunnen og et stigerør som forløper fra utblåsingssikringen og opp til fartøyet, og hvor borevæskens returløp er forsynt med en roterende overflatetetning som omkranser en borestreng, idet den roterende overflatetetning er innrettet til å kunne tette mot en trykkdifferanse mellom omgivelsene og returløpet, og hvor det er anordnet et avstengbart borevæskeutløp ved den roterende overflatetetning, og hvor et pumpeuttak fra returløpet er anordnet under vann og hvor en pumpe er koplet til returløpet, idet pumpen er koplet til et rør som munner ut på fartøyet, og hvor trykkreguleringsanordningen kjennetegnes ved at pumpen er innrettet til å kunne pumpe borevæske fra pumpeuttaket og til fartøyet, og hvor pumperaten er regulerbar for å kunne opprettholde et i hovedsak konstant borevæsketrykk i brønnformasjonen både når borevæske strømmer og når den er stanset. The procedure can be carried out using a pressure control device for a well that protrudes into a well formation, and which is drilled from a vessel at sea, and where the well comprises a blowout preventer on the seabed and a riser that extends from the blowout preventer up to the vessel, and where the return flow of the drilling fluid is provided with a rotating surface seal that encircles a drill string, the rotating surface seal being arranged to be able to seal against a pressure difference between the surroundings and the return flow, and where a shut-off drilling fluid outlet is arranged at the rotating surface seal, and where a pump outlet from the return pipe is arranged under water and where a pump is connected to the return pipe, the pump being connected to a pipe that opens onto the vessel, and where the pressure regulation device is characterized by the fact that the pump is designed to be able to pump drilling fluid from the pump outlet and to the vessel, and where the pumping rate is adjustable to be able to maintain an essentially constant drilling fluid pressure in the well formation both when drilling fluid is flowing and when it is stopped.
Minst en andel av returløpet som befinner seg over pumpeuttaket kan være fylt med et andre fluid som har ulik egenvekt i forhold til borevæsken. At least a portion of the return pipe that is located above the pump outlet can be filled with a second fluid that has a different specific gravity compared to the drilling fluid.
Dersom fluidene i returløpet viser tendens til blanding, kan et fysisk skille, for eksempel i form av en stempellignende komponent, være anordnet mellom borevæsken og det andre fluid. If the fluids in the return run show a tendency to mix, a physical separation, for example in the form of a piston-like component, can be arranged between the drilling fluid and the other fluid.
Når det avstengbare borevæskeutløp er åpent, korresponderer anordningen med det som er beskrevet i NO 319213. When the shut-off drilling fluid outlet is open, the device corresponds to what is described in NO 319213.
Pumperaten kan være styrbar for å kunne opprettholde en overgang mellom borevæsken og det andre fluid på et tilnærmet konstant høydenivå. The pump rate can be controllable in order to maintain a transition between the drilling fluid and the other fluid at an approximately constant height level.
Kjente fremgangsmåter som omfatter en roterbar overflatetetning, er utformet til å benytte et statisk trykk fra borevæsken ved formasjonen hvor det statiske trykk er valgt til å passe når sirkulasjon av borevæske finner sted. Væskesøylen påføres et ekstra trykk for å hindre innstrømming av brønnfluid når borevæskesirkulasjonen stanses. Dette vanskeliggjør åpning av systemet for skifte av roterende pakning etc. I henhold til fremgangsmåten og anordningen ifølge oppfinnelsen kan det statiske trykk være tilpasset brønnformasjonens formasjonstrykk når sirkulasjon av borevæske ikke finner sted, og å redusere dette statiske trykk ved hjelp av pumpen for å unngå å overskride fraktureringstrykket når sirkulasjon igangsettes. Når sirkulasjonen er stanset, kan en da fritt åpne systemet ettersom borevæsken i seg selv opprettholder et tilstrekkelig statisk trykk i formasjonen, slik som ved konvensjonell boring. Known methods comprising a rotatable surface seal are designed to utilize a static pressure from the drilling fluid at the formation where the static pressure is selected to suit when circulation of drilling fluid takes place. An extra pressure is applied to the fluid column to prevent the inflow of well fluid when the drilling fluid circulation is stopped. This makes it difficult to open the system for changing the rotating packing etc. According to the method and device according to the invention, the static pressure can be adapted to the formation pressure of the well formation when circulation of drilling fluid does not take place, and to reduce this static pressure with the help of the pump in order to avoid exceed the fracturing pressure when circulation is initiated. When the circulation is stopped, one can then freely open the system as the drilling fluid itself maintains a sufficient static pressure in the formation, as in conventional drilling.
Det er derved mulig å anvende tyngre borevæske enn det som er mulig ved hjelp av kjent teknikk samtidig som borekaks og borevæske kan sirkuleres ut fra brønnen. It is thereby possible to use heavier drilling fluid than is possible with the help of known techniques at the same time that drilling cuttings and drilling fluid can be circulated out of the well.
Fremgangsmåten og anordningen ifølge oppfinnelsen overflødiggjør også en roterende tetning i stigerøret eller ved havbunnen. Slike tetninger må trekkes ut hver gang bo-rerøret skal trekkes ut, noe som både er komplisert og tidkrevende. The method and device according to the invention also eliminates the need for a rotating seal in the riser or at the seabed. Such seals must be pulled out every time the drill pipe is to be pulled out, which is both complicated and time-consuming.
I det etterfølgende beskrives et eksempel på en foretrukket fremgangsmåte og utfø-relsesform som er anskueliggjort på medfølgende tegninger, hvor: Fig. 1 viser skjematisk et utsnitt av en brønn i overensstemmelse med oppfinnelsen; og Fig. 2 viser skjematisk et utsnitt av en brønn i overensstemmelse med oppfinnelsen i en alternativ utførelsesform. In what follows, an example of a preferred method and embodiment is described which is visualized in the accompanying drawings, where: Fig. 1 schematically shows a section of a well in accordance with the invention; and Fig. 2 schematically shows a section of a well in accordance with the invention in an alternative embodiment.
Pa tegningene betegner henvisningstallet 1 en brønn som rager ned i en brønnforma-sjon 2 og hvor en borestreng 4 som er forsynt med en borekrone 6, forløper fra et ikke vist fartøy og inn i brønnformasjonen 2. Et foringsrør 8 er koplet til en utblåsingssikring 10 på havbunnen 12. In the drawings, the reference number 1 denotes a well that projects down into a well formation 2 and where a drill string 4, which is equipped with a drill bit 6, runs from a vessel not shown into the well formation 2. A casing pipe 8 is connected to a blowout preventer 10 on the seabed 12.
Et stigerør 14 som omslutter borestrengen 4, forløper fra det ikke viste fartøyet og A riser pipe 14 which encloses the drill string 4 extends from the not shown vessel and
ned gjennom havoverflaten 16 og til utblåsingssikringen 10. Stigerøret 14 er opphengt i det ikke viste borefartøy ved hjelp av en stigerørsstrekkanordning 18, idet stigerørets 14 teleskoprør 20 er forsynt med en roterbar overflatetetning 22. Den roterbare overflatetetning 22 er innrettet til å kunne tette mot borestrengen 4 også når borestrengen 4 roterer. down through the sea surface 16 and to the blowout protection 10. The riser 14 is suspended in the drilling vessel (not shown) by means of a riser tensioning device 18, the riser 14's telescopic tube 20 being provided with a rotatable surface seal 22. The rotatable surface seal 22 is designed to be able to seal against the drill string 4 also when the drill string 4 rotates.
Foringsrøret 8, stigerøret 14 og teleskoprøret 20 utgjør et returløp for en borevæske 24. The casing pipe 8, the riser pipe 14 and the telescopic pipe 20 form a return path for a drilling fluid 24.
Teleskoprøret 20 er på et høydenivå noe lavere enn den roterbare overflatetetning 22 forsynt med et ved hjelp av en ventil 26 stengbart borevæskeutløp 28. The telescopic pipe 20 is at a height level somewhat lower than the rotatable surface seal 22 provided with a drilling fluid outlet 28 that can be closed by means of a valve 26.
En pumpe 30 er koplet til et pumpeuttak 32 på stigerøret 14 og til et trykkrør 34 som forløper til det ikke viste fartøy. En trykkmåler 36 kommuniserer med stigerøret 14 ved pumpeuttaket 32. A pump 30 is connected to a pump outlet 32 on the riser 14 and to a pressure pipe 34 which leads to the not shown vessel. A pressure gauge 36 communicates with the riser 14 at the pump outlet 32.
Under normal boring kan borevæske returnere via returløpet 8, 14, 20 og strømme ut via det avstengbare borevæskeutløpet 28. Skulle målinger vise at borevæske 24 strømmer inn i brønnformasjonen 2, kan pumpen 30 startes samtidig som det avstengbare borevæskeutløp 28 stenges ved hjelp av ventilen 26. During normal drilling, drilling fluid can return via the return pipe 8, 14, 20 and flow out via the shut-off drilling fluid outlet 28. Should measurements show that drilling fluid 24 flows into the well formation 2, the pump 30 can be started at the same time as the shut-off drilling fluid outlet 28 is closed using the valve 26 .
Det statiske trykk fra borevæskesøylen minskes ved at borevæskesøylehøyden reduseres, hvorved fraktureringstrykket ikke lenger overskrides. Når sirkulasjonen av borevæske 24 stanses, økes det statiske trykk ved å stanse eller redusere strømningsra-ten gjennom pumpen 30 for å forhindre inntrengning av brønnfluid fra brønnformasjonen 2. The static pressure from the drilling fluid column is reduced by reducing the drilling fluid column height, whereby the fracturing pressure is no longer exceeded. When the circulation of drilling fluid 24 is stopped, the static pressure is increased by stopping or reducing the flow rate through the pump 30 to prevent intrusion of well fluid from the well formation 2.
Pumpeuttakets 32 høydeposisjon bestemmes ut fra de rådende trykkforhold i brønn-formasjonen 2, idet den maksimale trykkreduksjon som kan oppnås er trykkhøyden av borevæskesøylen mellom den roterbare overflatetetning 22 og pumpeuttaket 32. The height position of the pump outlet 32 is determined based on the prevailing pressure conditions in the well formation 2, the maximum pressure reduction that can be achieved being the pressure height of the drilling fluid column between the rotatable surface seal 22 and the pump outlet 32.
I en alternativ fremgangsmåte og utførelsesform er det i en andel av stigerøret 14 anbrakt et andre fluid 38 som har ulik egenvekt i forhold til borevæsken 24. En overgang 40 er etablert mellom borevæsken 24 og det andre fluid 38, se fig. 2. In an alternative method and embodiment, a second fluid 38 which has a different specific gravity compared to the drilling fluid 24 is placed in a part of the riser 14. A transition 40 is established between the drilling fluid 24 and the second fluid 38, see fig. 2.
Dersom ventilen 26 er åpen, fungerer anordningen tilsvarende fremgangsmåten ifølge NO 319213 hvor fordelene ved et såkalt dobbelgradient system er beskrevet. Fremgangsmåten ifølge NO 319213 omfatter ikke en roterbar overflatetetning 22. If the valve 26 is open, the device works in accordance with the method according to NO 319213 where the advantages of a so-called double-gradient system are described. The method according to NO 319213 does not include a rotatable surface seal 22.
Denne alternative fremgangsmåte muliggjør på samme måte som beskrevet overfor og ved stengt ventil 26 at en relativt hurtig endring av det statiske trykk i borevæsken kan finne sted. This alternative method makes it possible, in the same way as described above and with closed valve 26, that a relatively rapid change in the static pressure in the drilling fluid can take place.
Claims (8)
Priority Applications (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20090767A NO329687B1 (en) | 2009-02-18 | 2009-02-18 | Method and apparatus for pressure regulating a well |
| BRPI1008074A BRPI1008074A2 (en) | 2009-02-18 | 2010-02-11 | Method and device for regulating a well pressure |
| PCT/NO2010/000050 WO2010095947A1 (en) | 2009-02-18 | 2010-02-11 | Method and device for pressure regulation of a well |
| US13/201,554 US20110297388A1 (en) | 2009-02-18 | 2010-02-11 | Method and device for pressure regulation of a well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20090767A NO329687B1 (en) | 2009-02-18 | 2009-02-18 | Method and apparatus for pressure regulating a well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20090767L NO20090767L (en) | 2010-08-19 |
| NO329687B1 true NO329687B1 (en) | 2010-11-29 |
Family
ID=42634067
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20090767A NO329687B1 (en) | 2009-02-18 | 2009-02-18 | Method and apparatus for pressure regulating a well |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20110297388A1 (en) |
| BR (1) | BRPI1008074A2 (en) |
| NO (1) | NO329687B1 (en) |
| WO (1) | WO2010095947A1 (en) |
Families Citing this family (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| US8281875B2 (en) | 2008-12-19 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
| US9567843B2 (en) | 2009-07-30 | 2017-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling methods with event detection |
| BR112012009248A2 (en) | 2010-02-25 | 2019-09-24 | Halliburton Emergy Services Inc | Method for maintaining a substantially fixed orientation of a pressure control device with respect to a movable platform Method for remotely controlling an orientation of a pressure control device with respect to a movable platform and pressure control device for use in conjunction with a platform |
| US8201628B2 (en) | 2010-04-27 | 2012-06-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore pressure control with segregated fluid columns |
| US8820405B2 (en) | 2010-04-27 | 2014-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Segregating flowable materials in a well |
| CN103459755B (en) | 2011-04-08 | 2016-04-27 | 哈利伯顿能源服务公司 | Automatic standing pipe pressure in drilling well controls |
| US9080407B2 (en) | 2011-05-09 | 2015-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
| WO2013036397A1 (en) | 2011-09-08 | 2013-03-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | High temperature drilling with lower temperature rated tools |
| US8783358B2 (en) * | 2011-09-16 | 2014-07-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods and systems for circulating fluid within the annulus of a flexible pipe riser |
| US9249637B2 (en) * | 2012-10-15 | 2016-02-02 | National Oilwell Varco, L.P. | Dual gradient drilling system |
| US9194225B2 (en) * | 2012-11-07 | 2015-11-24 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for sensing a fluid level within a pipe |
| US9823373B2 (en) | 2012-11-08 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic telemetry with distributed acoustic sensing system |
| NO338020B1 (en) | 2013-09-10 | 2016-07-18 | Mhwirth As | A deep water drill riser pressure relief system comprising a pressure release device, as well as use of the pressure release device. |
| US9500035B2 (en) | 2014-10-06 | 2016-11-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Integrated managed pressure drilling transient hydraulic model simulator architecture |
| GB201503166D0 (en) | 2015-02-25 | 2015-04-08 | Managed Pressure Operations | Riser assembly |
| US10538986B2 (en) * | 2017-01-16 | 2020-01-21 | Ensco International Incorporated | Subsea pressure reduction manifold |
| US10988997B2 (en) * | 2018-01-22 | 2021-04-27 | Safekick Americas Llc | Method and system for safe pressurized mud cap drilling |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4063602A (en) * | 1975-08-13 | 1977-12-20 | Exxon Production Research Company | Drilling fluid diverter system |
| US6263982B1 (en) * | 1998-03-02 | 2001-07-24 | Weatherford Holding U.S., Inc. | Method and system for return of drilling fluid from a sealed marine riser to a floating drilling rig while drilling |
| FR2787827B1 (en) * | 1998-12-29 | 2001-02-02 | Elf Exploration Prod | METHOD FOR ADJUSTING TO A OBJECTIVE VALUE OF A LEVEL OF DRILLING LIQUID IN AN EXTENSION TUBE OF A WELLBORE INSTALLATION AND DEVICE FOR CARRYING OUT SAID METHOD |
| EG22117A (en) * | 1999-06-03 | 2002-08-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method and apparatus for controlling pressure and detecting well control problems during drilling of an offshore well using a gas-lifted riser |
| US6457529B2 (en) * | 2000-02-17 | 2002-10-01 | Abb Vetco Gray Inc. | Apparatus and method for returning drilling fluid from a subsea wellbore |
| CA2461639C (en) * | 2001-09-10 | 2013-08-06 | Ocean Riser Systems As | Arrangement and method for regulating bottom hole pressures when drilling deepwater offshore wells |
| US20040065440A1 (en) * | 2002-10-04 | 2004-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual-gradient drilling using nitrogen injection |
| 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 |
| MX2009013067A (en) * | 2007-06-01 | 2010-05-27 | Agr Deepwater Dev Systems Inc | Dual density mud return system. |
| BR122019001114B1 (en) * | 2008-04-04 | 2019-12-31 | Enhanced Drilling As | underwater drilling systems and methods |
-
2009
- 2009-02-18 NO NO20090767A patent/NO329687B1/en not_active IP Right Cessation
-
2010
- 2010-02-11 US US13/201,554 patent/US20110297388A1/en not_active Abandoned
- 2010-02-11 BR BRPI1008074A patent/BRPI1008074A2/en not_active IP Right Cessation
- 2010-02-11 WO PCT/NO2010/000050 patent/WO2010095947A1/en active Application Filing
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20090767L (en) | 2010-08-19 |
| US20110297388A1 (en) | 2011-12-08 |
| WO2010095947A1 (en) | 2010-08-26 |
| BRPI1008074A2 (en) | 2016-03-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO329687B1 (en) | Method and apparatus for pressure regulating a well | |
| US9816323B2 (en) | Systems and methods for subsea drilling | |
| ES2393434T3 (en) | Production and drilling of wells in depression | |
| AU2017261932B2 (en) | System and methods for controlled mud cap drilling | |
| NO20190900A1 (en) | Method and device for pressure control of a well | |
| US9500053B2 (en) | Drilling system and method of operating a drilling system | |
| EP2053196A1 (en) | System and method for controlling the pressure in a wellbore | |
| NO339578B1 (en) | Method and system for conducting drilling fluid using a structure floating in a surface of an ocean | |
| NO20141409A1 (en) | SYSTEM AND PROCEDURE FOR REGULATING RINGROOM PRESSURE IN A BORROWTH UNDER USING GAS LIFT IN BOREFLUID PIPE | |
| NO338632B1 (en) | Apparatus and method for controlling formation fluid flow into a borehole production tube | |
| NO318103B1 (en) | A system for drilling wells at sea through a wellhead on the seabed | |
| NO321421B1 (en) | Paper filling tool and sludge saver for top-powered rotation system | |
| NO330497B1 (en) | A system for drilling and supplementing wells, as well as methods for separating material produced from a well | |
| NO336889B1 (en) | Rotating control head assembly having a bearing and a method of lubricating the bearing | |
| NO346117B1 (en) | Well control systems and procedures | |
| NO20140373A1 (en) | Device and method for controlling the return flow from a borehole. | |
| US20180245411A1 (en) | Method of operating a drilling system | |
| WO2019014431A1 (en) | Hybrid managed pressure drilling systems and methods | |
| Agustinus et al. | Managed pressure drilling application to deploy lower completion safely and efficiently in static-underbalanced well | |
| NO313712B1 (en) | Method and apparatus for displacement fluid replacement fluid in a riser | |
| NO334655B1 (en) | Apparatus and method for pressure regulation of a well | |
| NO160537B (en) | DEFLECTOR DEVICE. | |
| NO313561B1 (en) | Device for drilling in deep water and method for drilling |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| Filing an opposition |
Opponent name: OCEAN RISER SYSTEMS AS, LYSAKER TORG 25 Effective date: 20110829 |
||
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |