NO330148B1 - Fremgangsmate og apparat for a variere tettheten til boreslam ved anvendelse av dypvanns oljeboring. - Google Patents
Fremgangsmate og apparat for a variere tettheten til boreslam ved anvendelse av dypvanns oljeboring. Download PDFInfo
- Publication number
- NO330148B1 NO330148B1 NO20052594A NO20052594A NO330148B1 NO 330148 B1 NO330148 B1 NO 330148B1 NO 20052594 A NO20052594 A NO 20052594A NO 20052594 A NO20052594 A NO 20052594A NO 330148 B1 NO330148 B1 NO 330148B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- density
- seabed
- drilling
- pipe
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 86
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title abstract description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 108
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims abstract description 12
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 9
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 9
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 9
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 3
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 6
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims 1
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 claims 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 abstract description 16
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 238000009844 basic oxygen steelmaking Methods 0.000 description 7
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- -1 anchor Substances 0.000 description 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 2
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000007613 slurry method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/063—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by separating components
-
- 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
- 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
- E21B21/085—Underbalanced techniques, i.e. where borehole fluid pressure is below formation 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
- 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
Abstract
Fremgangsmåte og apparat for å kontrollere boreslamtettheten på en plassering enten på havbunnen (20) (eller rett over havbunnen (20)) eller alternativt under havbunnen (20) i brønner på dypt vann eller ekstremt dypt vann. Den foreliggende oppfinnelsen kombinerer et basisfluid av lavere tetthet enn slammet påkrevd ved brønnhodet (30) for å produsere et fortynnet slam i stigerøret (80). Ved å kombinere passende mengder boreslam med basisfluid kan en stigerørsslamtetthet ved eller nær tettheten til sjøvann bli oppnådd. Den foreliggende oppfinnelsen omfatter også en brønnhodeinjeksjonsanordning (32) for forbindelse med brønnhodet (30) og for injisering av basisfluid inn i stigerørsboreslammet på en plassering under havbunnen (20).
Description
Den foreliggende oppfinnelse er generelt relatert til systemer for å levere borevæske (eller "boreslam") for anvendelse ved olje- og gassboring og er spesielt rettet mot en fremgangsmåte og et apparat for å variere tettheten til boreslam ved bruk i dypvanns olje- og gassboring.
Det er kjent å bruke boreslam for å drive borekroner, for å opprettholde hydrosta-tisk trykk og for å føre vekk partikkelmateriale ved boring etter olje og gass i un-derjordiske brønner. Hovedsakelig blir boreslammet pumpet ned i borerøret og sør-ger for fluid drivkraft til å drive borekronen, og strømmer så tilbake opp fra kronen langs borerørets periferi og inn i det åpne hullet og brønnrøret for å fjerne partikler løsnet av borekronen. På overflaten blir returslammet renset for å fjerne partikler og så resirkulert ned i hullet.
Tettheten til boreslammet overvåkes og kontrolleres med den hensikt å maksimere effektiviteten til boreoperasjon og opprettholde det hydrostatiske trykket. I en typisk anvendelse blir en brønn boret ved å bruke en borekrone festet på enden til en borestreng skjøvet ned i et borerør. Boreslam pumpes ned borerøret og gjennom borekronen for å drive kronen. En gasstrøm og/eller andre tilsetningsstoffer pumpes også ned i borerøret for å kontrollere tettheten til slammet. Slammet passerer gjennom borekronen og flyter oppover langs borestrømmen inne i det åpne hullet og brønnrøret og fører de løsnede partiklene til overflaten.
Et eksempel på et slikt system er vist og beskrevet i US pat. nr. 5 873 420 med
tittel "Luft- og slam kontrollsystem for underbalansen boring", publisert 23. februar 1999 av Marvin Gearhart. Systemet vist og beskrevet i patentpublikasjonen tilveie-bringer en gasstrøm i rørledningen for blanding av gassen med slammet i et ønsket forhold slik at slamtettheten blir redusert for å tillate forbedrede borerater ved opp-rettholdelse av brønnen i en underbalansert tilstand.
WO01/94740 Al beskriver en fremgangsmåte anvendt på overflaten av et brønnbo-ringssystem for å variere tettheten av fluidet i et rørformet element plassert under havbunnen. Fremgangsmåten omfatter trinnene å: a) innføre ved overflaten et første fluid med en første forhåndsdefinert tetthet inn i borerøret (17), nevnte første fluid avgitt far borerøret og inn i det rørformede elementet (111); b) innføre et andre fluid som har en andre forhåndsdefinert tetthet via et innfø-ringsapparat (131, 41c) inn i det rørformede elementet for å produsere et kombinasjonsfluid som har et forhåndsdefinert tetthet: c) skille (31) kombinasjonsfluidet etter at det har steget til overflaten til et første og et andre fluid og lagre det første og det andre fluidet i separate lagringsenheter (33, 57) på overflaten.
US 2002/0108782 Al viser en fremgangsmåte og apparatur for regulering av tetthet av boreslam i dypvannsapplikasjoner. Ved å kombinere passende mengder av boreslam med basisfluid kan det oppnås en tetthet på stigerørsvæske som er i nærheten av sjøvannets tetthet.
Det er kjent at det er et foruteksisterende trykk i jordformasjoner som generelt øker som en funksjon av dybden grunnet vekten til overdekningen i spesielle geo-logiske lag. Denne vekten øker med dybden slik at gjeldende eller passivt bunn-hullstrykk øker i en generelt lineær kurve med hensyn til dybden. Når brønndybden er doblet blir trykket tilsvarende doblet. Dette blir ytterligere komplisert ved boring i dypt vann eller ekstremt dypt vann pga trykket på havbunnen fra vannet over det. Dermed eksisterer det høytrykkstilstander ved starten av hullet og dette øker når brønnen blir boret. Det er viktig å opprettholde en balanse mellom slamtettheten og -trykket og brønntrykket. Hvis ikke vil brønntrykket presse materialet tilbake inn i brønnboringen og forårsake det som vanligvis er kjent som en utblåsning eller "blowout". Grunnleggende fortalt oppstår en utblåsning når gasser eller fluider i brønnhullet flyter ut av formasjonen inn i brønnboringen og bobler oppover. Når den stående kolonnen av borefluid er lik eller større enn trykket ved dybden til borehullet, vil tilstandene som fører til en utblåsning være minimert. Når slamtettheten er utilstrekkelig, kan gasser eller fluider i borehullet forårsake at slammet minsker i tetthet og dermed blir så lett at en utblåsning kan finne sted.
Utblåsninger er en trussel for boreoperasjoner og en betydelig risiko både for bore-personell og miljøet. Typiske sikkerhetsventiler mot utblåsning (eller "BOP"er) blir installert på havbunnen for å minimalisere utblåsningen fra en brønn ute av balanse. Uansett er primærmetoden for å minimere risikoen for en utblåsningstilstand en passende balansering av boreslamtettheten for å opprettholde brønnen i en balan-sert tilstand hele tiden. Mens BOPer kan beherske en utblåsning og minimalisere skaden på personell og miljø, er brønnen vanligvis tapt så snart en utblåsning har skjedd, selv om denne er kontrollert. Det er langt mer effektivt og ønskelig å bruke passende slamkontrollteknikker for å redusere risikoen for en utblåsning enn det er å kontrollere en utblåsning så snart den finner sted.
For å opprettholde en sikkerhetsmargin, er kolonnen med boreslam i det ringformede rommet rundt borestrengen av tilstrekkelig vekt og tetthet for å produsere et høyt nok trykk til å begrense risikoen til nær null ved normale borebetingelser. Selv om dette er ønskelig, sinker det uheldigvis boreprosessen. I noen tilfeller har underbalansen boring blitt forsøkt med den hensikt å øke borehastigheten. Uansett, frem til i dag er slamtettheten hovedkomponenten for å holde en trykksatt brønn under kontroll.
Dypvanns og ekstrem dypvanns boring har sine egne problemer forbundet med behovet for å tilveiebringe høytetthetsboreslam i brønnboringen som starter mange hundre meter (flere tusen fot) under havoverflaten. Trykket ved starten av hullet er likt med det hydrostatiske trykket i sjøvannet over det, men slammet må føres fra havoverflaten til havbunnen før dens tetthet er til nytte. Det er godt kjent at det vil være ønskelig å holde slamtettheten ved eller nær tettheten til sjøvann (eller 1 kg per liter/8,6 PPG) når over borehullet eller med en høyere tetthet fra sjøbunnen og ned i brønnen. I det foregående har pumper blitt brukt nær sjøbunnen for å pumpe ut tilbakevendende slam og borekaks fra havbunnen og over BOP'en og til overflaten ved å bruke en returledning som er separat fra stigerøret. Dette systemet er dyrt å installere siden det krever separate linjer, dyrt å vedlikeholde og svært dyrt å drive. En annen eksperimentell metode anvender injeksjon av lavtetthetspartikler slik som glassperler inn i returfluidet i stigerøret over sjøbunnen for å redusere tettheten til det tilbakevendende slammet når det blir brakt til overflaten. Typisk er BOP-sjakten plassert på havbunnen og glassperlene blir injisert over BOP-sjakten.
Selv om det er vist at det er ønskbart å redusere boreslamtettheten på en plass nær eller over havbunnen i brønnboring, finnes det ikke noen tidligere kjent teknikk som effektivt oppnår dette målet.
Den foreliggende oppfinnelsen er rettet mot en fremgangsmåte og et apparat for å kontrollere boreslamtettheten i dypvanns og ultradypvanns boreanvendelser.
Sammenfatningsvis er oppfinnelsen slik som gjort rede for i vedføyde patentkrav.
Det er et viktig aspekt ved den foreliggende oppfinnelsen at boreslammet blir fortynnet ved å bruke et basisfluid. Basisfluidet har en lavere tetthet enn boreslammet påkrevd ved brønnhodet. Basisfluidet og boreslammet blir kombinert for å frem-bringe et fortynnet slam.
I en foretrukket utføringsform av den foreliggende oppfinnelsen har basisfluidet en tetthet lavere enn sjøvann (eller mindre enn 1 kg per liter/8,6 PPG). Ved å kombinere passende mengder boreslam med basisfluidet kan en stigerørsslamtetthet ved eller nær ved tettheten til sjøvann bli oppnådd. Det kan antas at basisfluidet er en oljebase med en tetthet på omtrent 0,78 kg pr. liter (6,5 PPG). Ved å bruke for eksempel et oljebase-slamsystem kan slammet bli pumpet fra overflaten gjennom borestrengen og inn i bunnen av brønnboringen med en tetthet på 1,5 kg per liter (12,5 PPG) typisk ved en hastighet på rundt 3028 I pr. minutt (800 gallon per minutt). Fluidet i stigerøret som har den samme tettheten, blir dermed fortynnet over havbunnen eller alternativt under havbunnen med en lik mengde eller mer med basisfluid gjennom stigerørsmatelinjene. Basisfluidet blir pumpet ved en høyere hastighet, omtrent 5680 I per minutt (1500 gallon per minutt) for dermed å tilveiebringe et returfluid med en tetthet som kan bli beregnet som følger:
[{ FMixMi) + ( FMbxMb)]/{ FMi +<F>Mb) = Mr,
hvor:
FMi= strømningshastigheten Fi til fluidet,
FMb= strømningshastigheten Fbtil basisfluidet inn i stigerørsmate-linjene,
Mi = slamtettheten i brønnen,
Mb = slamtettheten inn i stigerørsmatelinjene, og
Mr = slamtettheten i returstrømmen i stigerøret.
I eksemplet over:
Mi = 1,5 kg per liter
Mb = 0,78 kg per liter,
FMi = 3028 liter per minutt og
FMb= 5677 liter per minutt.
Tettheten Mr til returslammet kan dermed bli kalkulert som:
Mr = ((3028 x l,5)+(5677 x 0,78))/(3028+5677)=l kg pr. liter. Strøm-ningshastigheten Fr til slammet som har en tetthet Mr inn i stigerøret er den kombinerte strømningshastigheten til de to strømmene Fjog Fb. I eksemplet er dette:
Fr = Fi + Fb= 3028 kg per liter + 5677 kg per liter = 8705 kg per liter.
(Fr= Fi + Fb= 800 gpm + 1500 gpm = 2300 gpm)
Returstrømmen i stigerøret er et slam med en tetthet på 1 kg per I (8,6 PPG) (eller det samme som sjøvann) som flyter ved 8705 I per minutt (2300 gpm). Dette slammet returneres til overflaten og borekaksen utskilles på vanlig måte. Sentrifuger på overflaten vil så bli brukt for å skille det tunge slammet, tetthet Mi, fra det lette slammet, tetthet Mb.
Det er en hensikt og et trekk ved den foreliggende oppfinnelsen å tilveiebringe en fremgangsmåte og et apparat for å fortynne slamtettheten i dypvanns- og eks-tremdypvannsboreanvendelser for både boreenheter og flytende plattformutrust-ninger.
Det er en annen hensikt og trekk ved den foreliggende oppfinnelsen å tilveiebringe en fremgangsmåte for fortynning av tettheten til slam i et stigerør ved injeksjon av lavtetthetsfluider inn i stigerørsledningene (typisk matelinjene eller trykkøkningslin-jen eller muligens kvelnings- eller nøytraliseringsledningen) eller stigerørssystemet med overflate-BOPer.
Det er også en hensikt og et trekk ved den foreliggende oppfinnelsen å tilveiebringe en fremgangsmåte for fortynning av slamtettheten i et konsentrisk stigerørssystem.
Det er nok en hensikt og et trekk ved den foreliggende oppfinnelsen å tilveiebringe en fremgangsmåte for fortynning av slamtettheten i et stigerør ved injisering av lavtetthetsfluider inn i stigerørsmatelinjene eller stigerørssystemer med et under havbunnen borehodeinjeksjonsapparat.
Det er en videre en hensikt og et trekk ved den foreliggende oppfinnelsen å tilveiebringe et apparat for å skille lavtetthets- og høytetthetsfluider fra hverandre ved overflaten.
Andre hensikter og trekk ved oppfinnelsen vil bli soleklare fra de vedlagte tegning-ene og den detaljerte beskrivelsen av en foretrukket utføringsform.
Kort beskrivelse av figurene
Figur 1 viser et skjematisk riss av et typisk offshore boresystem tilpasset til å romme den foreliggende oppfinnelsen og viser videre boreslam som blir fortynnet med et basisfluid ved eller over havbunnen. Figur 2 er et diagram over boreslam-sirkulasjonssystemer i henhold til den foreliggende oppfinnelsen for fortynning av boreslam ved eller over havbunnen. Figur 3 er en skjematisk skisse av et typisk offshore boresystem tilpasset til å romme den foreliggende oppfinnelsen og viser boreslam som blir fortynnet med et basisfluid under havbunnen. Figur 4 viser et diagram for et boreslam-sirkulasjonssystem i henhold til den foreliggende oppfinnelsen for fortynning av boreslam under havbunnen. Figur 5 er et forstørret tverrsnitt av et under havbunnen borehodeinjeksjonsapparat i henhold til den foreliggende oppfinnelsen for injisering av et basisfluid inn i boreslammet under havbunnen. Figur 6 er en graf som viser dybde versus nedhullstrykk i en enkelt stigende bore-slamapplikasjon. Figur 7 er en graf som viser dybden versus nedhullstrykk og illustrerer fordelene oppnådd ved å bruke multippel tetthetsslam injisert ved havbunnen versus et enkelt stigende slam. Figur 8 er en graf som viser dybden versus nedhullstrykk og illustrerer fordelene oppnådd ved multippel tetthetsslam injisert under havbunnen versus et enkelt stigende slam.
Beste metode for utføring av oppfinnelsen
Med henvisning til figurene 1-4 er det vist et slamresirkulasjonssystem for bruk i offshore boreoperasjoner for å pumpe boreslam: (1) ned gjennom borestrengen for å drive borekronen og derved å produsere borekaks, (2) utover inn i det ringformede rommet mellom borestrengen og dannelsen av brønnboringen hvor slammet blander seg med borekakset og (3) oppover fra brønnen til overflaten via et stige rør i henhold til den foreliggende oppfinnelsen. En plattform 10 er tilveiebrakt fra hvilken boreoperasjonen blir utført. Plattformen 10 kan være en forankret flytende plattform eller et boreskip eller en halvt nedsenkbar boreenhet. En serie konsentriske strenger løper fra plattformen 10 ned til sjøbunnen eller havbunnen 20 og inn i stakken 30. Stakken 30 er plassert over borehullet og omfatter en serie kontroll-komponenter generelt omfattende én eller flere utblåsningssikringer eller BOPer 31. De konsentriske strengene omfatter brønnrør 50, produksjonsrør 60, borestreng 70 og stigerør 80. En borekrone 90 er montert på enden av borestrengen 70. En stigerørsmatestreng (eller trykkøkningsledning) 100 går fra overflaten til en bryterventil 101. Stigerørsmatestrengen 100 omfatter en over-havbunnen-del 102 som går fra bryterventil 101 til stigerøret 80 og en under-havbunnen-del 103 som går fra bryterventilen 101 til et brønnhodeinjeksjonspparat 32. Over-havbunnen-matestrengdelen 102 blir brukt for å innføre basisfluidet inn i stigerøret 80 for å blande med den oppover tilbakevendende boreslammet på en plassering ved eller over havbunnen 20. Under-havbunnen-matestrengdelen 103 blir brukt for å innføre basisfluid inn i borehullet for å blandes med over tilbakevendende boreslam via et brønnhode-injeksjonspparat 32 på en plassering under havbunnen 20. Bryterventilen 101 blir styrt av en kontrollenhet for å lede strømmen av basisfluid inn i enten over-havbunnen-matestrengdelen 102 eller under-havbunnen-matestrengdelen 103.
Med henvisning til figur 5, er brønnhodeinjeksjonspparat 32 for injisering av basisfluid inn i boreslammet på en plassering under havbunnen vist. Injeksjonsapparatet 102 omfatter: (1) en brønnhodekobling 200 for forbindelse med et brønnhode 300 og som har en aksiell boring derigjennom og et utløp 201 for å fremskaffe kommunikasjon mellom stigerørsmatestrengen 100 (figur 3) og borehullet; og (2) en ringformet injeksjonshylse 400 som har en diameter mindre enn diameteren til den aksielle boringen i brønnhodekoblingen 200 festet til brønnhodekoblingen for derved å skape en ringformet injeksjonskanal 401 gjennom hvilken basisfluidet blir pumpet nedover. Brønnhodet 300 er støttet av et brønnhodelegeme som er semen-tert fast til havbunnen.
I en foretrukket utføringsform av den foreliggende oppfinnelsen er brønnhodehuset 302 et 91 cm (36 tommer) diameter brønnrør og brønnhodet 300 er festet til toppen av et 50 cm (20 tommer) diameter brønnrør. Den ringformede injeksjonshylsen 400 er festet til toppen av en 34 cm (13-3/8 tommer) til en 40 cm (16 tommer) diameter brønnrørhylse med en lengde på 610 m (2000 fot). Dermed, i dette utfø-ringseksemplet av den foreliggende oppfinnelsen, blir basisfluidet injisert inn i borehullet på en plassering omtrent 610 meter (2000 fot) under havbunnen. Mens det foretrukne utføringseksemplet er beskrevet med brønnrør og brønnrørhylser i en spesiell diameter og lengde, er det tenkt at størrelsen og lengden på brønnrørene og brønnrørhylsene kan variere avhengig av den spesielle boreanvendelsen.
Ved drift, med hensyn til figurene 1-5, blir boreslam pumpet nedover fra plattformen 10 inn i borestrengen 70 for å dreie borekronen 90 via produksjonsrøret 60. Når boreslammet flyter ut av produksjonsrøret 60 og forbi borekronen 90 flyter det inn i det ringformede rommet definert av den ytre veggen til produksjonsrøret 60 og dannelsen av borehullet 40. Slammet samler opp borekakset og partikler løsnet av borekronen 90 og bærer dem til overflaten via stigerøret 80. En stigerørma-testreng 100 er tilveiebrakt for mating (dvs. sirkulering) av fluidet i stigerøret 80 i tilfelle en trykkforskjell utvikler seg som kunne forringe sikkerheten i brønnen. Stigerørsslammet og borekakset blir atskilt i en typisk separator slik som et vibrasjonssystem (figurene 2 og 4) og slammet blir resirkulert inn i brønnen.
I henhold til en foretrukket utføringsform av den foreliggende oppfinnelsen, når det er ønsket å fortynne stigerørsboreslammet, blir et basisfluid (typisk et lett basisfluid) blandet med boreslammet enten ved eller umiddelbart over) havbunnen eller under havbunnen. Et reservoar rommer et basisfluid med lavere tetthet enn boreslammet og et sett med pumper er forbundet med stigerørsmatestrengen (eller trykkøkningsledningen). Dette basisfluidet er av en lav nok tetthet at når den blir blandet ved et passende forhold med boreslammet er den kombinerte tettheten lik med eller tett på den med sjøvann. Når det er ønskelig å fortynne boreslammet med basisfluid på en plassering ved eller umiddelbart over havbunnen 20, blir en bryterventil styrt av en kontrollenhet til å lede strømmen av basisfluid fra plattformen 10 til stigerøret 80 via matestrengen 100 og over-havbunnen-delen 102 (figur 1 og 2). Alternativt, når det er ønskelig å fortynne boreslammet med basisfluid på en plassering under havbunnen 20, blir bryterventilen 101 styrt av kontrollenheten til å lede strømmen av basisfluidet fra plattformen 10 til stigerøret 80 via matestrengen 100 og under-havbunnen-delen 103 (figurene 3 og 4). Det blandede slammet blir atskilt i et vibrasjonssystem for å fjerne borekaks og blir så innført i et sentrifugesystem hvor det lettere basisfluidet blir separert fra det tyngre borefluidet. Det lettere fluidet blir så resirkulert gjennom reservoarbasisfluidtanker og stigerørsmatestrengen og det tyngre fluidet blir resirkulert på typisk måte gjennom slamstyrings- og strøm ni ngssystemet og borestrengen.
I et typisk eksempel er boreslammet et oljebasert slam med en tetthet på 1,5 kg. per I (12,5 PPG) og slammet blir pumpet med en hastighet på 3028 I per minutt
(800 gallon per minutt eller gpm). Basisfluidet er et oljebasert fluid med tetthet på 0,78 til 0,90 kg per I (6,5 - 7,5 PPG) og kan bli pumpet inn i stigerørsmatestrengen med en hastighet på 5678 I per minutt (1500 gpm). Når man bruker dette eksemplet har stigerørsfluidet en tetthet på 1,0 kg per liter (8,6 PPG) oppnådd som følgen-de:
Mr= [{ FMixMi)+( FMBxMb)]/( FMi+ FMb\
hvor:
FMi= strømningshastigheten Fi til fluidet,
FMb= strømningshastigheten Fbtil basisfluidet inn i stigerørs-matestrengen,
Mi = slamtettheten i brønnen,
Mb = slamtettheten i stigerørsmatestrengen, og
Mr = slamtettheten i returstrømmen i stigerøret.
I det ovenfornevnte eksempel:
Mi = 12, PPG/1,5 kg per I
Mb = 6,5 PPG/0,78 kg per I,
FMi= 800 gpm/3028 I per minutt
FMb= 1500 gpm/5678 I per minutt.
Tettheten Mr til returslammet kan dermed bli beregnet som følger:
Mr = ((800 x 12,5)+(1500 x 6,5))/(800 + 1500)=8,6 PPG
((3028 x 1,5) + (5678 x 0,78))/3028+5678) = 1,0 kg pr. liter.
Strømningshastigheten Fr til slammet har tettheten Mr i stigerøret og er den kombinerte strømningshastigheten til de to strømmene Fi og Fb. I eksemplet er dette:
Fr = h + Fb= 800 gpm + 1500 gpm = 2300 gpm
3028 kg per liter + 5678 kg per I = 8706 kg per liter.
Returstrømmen i stigerøret over basisfluidinjeksjonspunktet er et slam med en tetthet på 1,0 kg per I (eller tett på den til sjøvann) som strømmer med 8706 I per minutt. Dette slammet returneres til overflaten og borekakset blir utskilt på vanlig måte. Vanlige separasjonsanordninger - slik som sentrifuger - på overflaten kan bli brukt for å separere det tunge slammet, tetthet Mi, fra det lette slammet, tetthet Mb.
Selv om eksemplet over bruker spesielle tetthetsverdier, er det tenkt at enhver kombinasjon av tetthetsverdier kan bli brukt ved å bruke samme formel i henhold til den foreliggende oppfinnelsen.
Et eksempel på fordelene oppnådd ved å bruke dobbel-tetthets-slammetoden til den foreliggende oppfinnelsen er vist på grafene i figur 6-8. Grafen i figur 6 viser foringsrør settedybder med enkeltfaseslam; grafen i figur 7 viser foringsrør settetyper med dobbeltfaseslam innført ved havbunnen; og grafen i figur 8 viser foringsrør settetyper ved dobbeltfaseslam innført under havbunnen. Grafene i figur 6-8 viser fordelene ved å bruke dobbelfaseslam i forhold til enkeltfaseslam. Den vertikale aksen i hver graf presenterer dybden og viser havbunnen eller sjøbunnen ved omtrent 1830 m (6000 fot). Den horisontale aksen presenterer slamvekten i pund per gallon eller "PPG". Den tykke linjen presenterer "ekvivalent sirkulasjonstetthet"
(ECD) i PPG. Firkantene presenterer formasjonen frac.trykk. Trekantene presenterer poretrykket. De fete, vertikale linjene lengst til venstre på siden av grafen viser antallet foringsrør påkrevd for å bore brønnen med det korresponderende boreslammet ved en brønndybde på omtrent 7163 m (23500 fot). Med henvisning til figur 6, når man bruker et enkeltfaseslam er totalt antall på 6 foringsrør påkrevd for å nå total dybde (lederør, forankringsrør, mellomliggende forlengningsrør, mel-lomrør, indre foringsrør og produksjonslinje). Med henvisning til figur 7, når man bruker et dobbeltfaseslam injisert ved eller rett over havbunnen er et totalt antall på 5 foringsrør påkrevd for å nå total dybde (lederør, forankringsrør, mellomliggende forlengningsrør, mellomrør, indre foringsrør og produksjonslinje). Med henvisning til figur 8, når man bruker et dobbeltfaseslam innført omtrent 609 m (2000 fot) under havbunnen, er et totalt antall på 4 foringsrør påkrevd for å nå total dybde (lederør, forankringsrør, indre foringsrør og produksjonslinje). Ved å redusere antallet rør nedført og installert i hullet vil det bli forstått av fagmannen at antallet riggedager og totale brønnkostnader vil bli redusert.
Selv om enkelte trekk og utføringseksempler har blitt beskrevet i detalj her skal de bli forstått at oppfinnelsen inkluderer alle modifikasjoner og forbedringer innenfor omfanget til de følgende krav.
I de vedlagte krav: (1) betegnelsen "rørformet element" er tenkt å omfatte "et hvert rørformet element brukt i brønnboringsoperasjoner" omfattende, men ikke begrenset til, "fåringsrør", "havbunnsrør", "forankringsrør", "lederør", "forleng-ningsrør", "mellomrør", "indre foringsrør", "produksjonslinje", "sylinderforingsrør" eller "stigerør"; (2) betegnelsen "borerør" har til hensikt å omfatte "ethvert bore-element brukt for transport av borevæske fra overflaten til borehullet" omfattende, men ikke begrenset til, "borerør", "streng av borerør", eller "borestreng"; (3) be-tegnelsene "tilkoblet", "koblende" og "kobling" har til hensikt å omfatte "i umiddel-bar tilkobling med" eller "tilknytning med via et annet element"; (4) betegnelsen "mengde" har til hensikt å omfatte "en" eller "mer enn en"; og (5) betegnelsen "matestreng" har til hensikt å omfatte enhver stigerørshjelpestreng omfattende, men ikke begrenset til, stigerørsmatestreng", "trykkøkningsledning", "strupeled-ning" eller "drepeledning".
Claims (19)
1. Fremgangsmåte anvendt på overflaten av et brønnboringssystem for å variere tettheten av fluid i et rørelement plassert under havbunnen (20) hvor rørele-mentet strekker seg under et system av sikkerhetsventiler mot utblåsning (bop) (31) plassert på havbunnen (20), rørelementet har en øvre ende plassert på havbunnen og en nedre ende som strekker seg under havbunnen, fremgangsmåten omfatter trinnene å: (a) innføre ved overflaten et første fluid som har en første forhåndsbestemt tetthet inn i et borerør (60) som går gjennom bop-systemet (31), det første fluidet avgis fra borerøret (60) og inn i rørelementet; (b) innføre et andre fluid som har en andre forhåndsdefinert densitet inn i rør-elementet under bop-systemet (31) ved et sted under havbunnen (20) for å produsere et kombinasjonsfluid som har en forhåndsdefinert tetthet som er definert ved et valgt forhold av det første fluidet og det andre fluidet, det andre fluidet innført gjennom en innføringsapparatur (32) festet på toppen av rørelementet, hvor det der er inkludert en innlastningsledning (100) som løper fra overflaten til innføringsapparaturen (32), hvori det andre fluidet avgis inn i innlastingsledningen og pumpes nedover gjennom innlastingsledningen (100) og inn i rørelementet via innføringsapparaturen (32), kombinasjonsfluidet stiger til overflaten;
karakterisert ved: (c) skille kombinasjonsfluidet etter at det har steget til overflaten inn i en væskedel med lavere tetthet og en væskedel med høyere tetthet; og (d) lagre væskedelen med lavere tetthet og væskedelen med høyere tetthet i adskilte lagringsenheter ved overflaten; hvormed trinnet å innføre det andre fluidet inn i rørelementet gjennom innføringsap-paraturen (32) omfatter trinnene å: tilveiebringe innføringsapparaturen (32) ved brønnhodet under bop-systemet (31), innføringsapparaturen (31) haren hylse (400) med en diameter som er mindre enn diameteren på rørelementet og en lengde som er mindre enn lengden på rørelementet, hylsen (400) hviler innenfor rør-elementet for å danne en ringromskanal (401) mellom rørelementet og hylsen (400); tilveiebringe en brønnhodekobling (200) for å feste den øvre enden av hylsen (400) til den øvre enden av rørelementet, brønnhodekob- lingen (200) har en innløpsåpning (201) dannet i denne for å etablere kommunikasjon mellom innlastingsledningen (100) og den ringromformede kanalen (401); og avgi det andre fluidet inn i den ringromformede kanalen (401); og hvori kombinasjonsfluidet innføres i en sentrifuge for å skille det til en væskedel med lavere tetthet og en væskedel med høyere tetthet.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori den andre tettheten er lavere enn den første tettheten.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori den andre tettheten er lavere enn tettheten for sjøvann.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori den andre tettheten er lavere enn 1,030 kg/l.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, hvori den andre tettheten er 0,779 kg/l.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 7, hvori den andre tettheten er lavere enn tettheten for sjøvann og den første tettheten er høyere enn tettheten for sjøvann.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvori den andre tettheten er mindre enn 1,030 kg/l og den første tettheten er større enn 1,030 kg/l.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvori den andre tettheten er 0,779 kg/l og den første tettheten er 1,030 kg/l.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori det første fluidet innføres inn i borerøret ved en første strømningshastighet og det andre fluidet innføres inn i stigerøret (80) ved en andre strømningshastighet.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, hvori den første strømningshastigheten er lavere enn den andre strømningshastigheten.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvori tettheten for kombinasjonsfluidet be-stemmes ved de kombinerte tetthetene av det første fluidet og det andre fluidet og første og andre strømningshastigheter.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 11, hvori tettheten for kombinasjonsfluidet defi-neres ved formelen:
hvori: FMi= strømningshastighet Fjav det første fluidet, FMb= strømningshastighet Fbav det andre fluidet, Mi = første tetthet, Mb = andre tetthet, og Mr = tetthet for kombinasjonsfluid.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvori: Mi = 1,498 kg/l, Mb = 0,779 kg/l, FM = 3028 l/min, og Fmb= 5678 l/min.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 13, hvori strømningshastigheten Fr for kombinasjonsfluidet er den kombinerte strømningshastigheten Fi for det første fluidet og Fbfor det andre fluidet, spesifikt Fr = Fi + Fb.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende: returnere minst en del av det andre fluidet til lokasjonen under havbunnen; og returnere minst en del av det første fluidet til rørelementet.
16. En bunnhodeinjeksjonsapparatur (32) for å variere tettheten til det oppadgående stigende borefluidet i et rørelement og et bop-system (31), rørelementet har en øvre ende plassert på havbunnen og en nedre ende som strekker seg under havbunnen, apparaturen (32) tilveiebringes ved et brønnhode under bop-systemet (31) og omfatter: (a) en hylse (400) som har en diameter mindre enn diameteren på røre-lementet og som har en lengde som er mindre enn lengden på rørelementet, hylsen (400) hviler innenfor rørelementet for å danne en ringromformet kanal (401) mellom rør elementet og hylsen (400); (b) en brønnhodekobling (200) for festing av den øvre enden av hylsen (400) til den øvre enden av rørelementet, brønnhodekoblingen (200) har en innløpsåpning (201) dannet i denne for å etablere kommunikasjon mellom overflaten og den ringformede kanalen (401); (c) en innlastingsledning (100) som løper fra overflaten til innløpsåp-ningen (201) av brønnhodekoblingen (200), innlastingsledningen (100) til-veiebringer en kanal gjennom hvilken et basisfluid, som har en tetthet forskjellig fra tettheten for det oppadgående borefluidet, avgis inn i rørelemen-tet.
17. Apparatur (32) ifølge krav 16, videre omfattende: en boreplattform (10); et stigerør (80) som kobler brønnhodet til boreplattformen (10); en borestreng som forbinder plattformen med brønnen, nevnte borestreng omfatter en borestreng, borerør og brønnrør som definerer stigerøret; en kilde av borefluid som har en første forhåndsbestemt tetthet på plattformen (10) for å tilveiebringe borefluidet som skal innføres i den øvre enden av rørelementet (300); en kilde av tilleggsfluid som har en andre forhåndsdefinert tetthet på plattformen (10) for å tilveiebringe tilleggsfluidet som skal innføres inn i innløps-åpningen (201) til brønnhodekoblingen (200) slik at det første fluidet og tilleggsfluidet kombineres i stigerøret (80) for å produsere et kombinert fluid som har en tetthet som er forskjellig fra tettheten for borefluidet; en ventil (101) plassert på innlastningsledningen (100) for å lede tilleggsfluidet, ventilen (101) er bevegbar mellom: (i) en første posisjon hvor tilleggsfluidet ledes inn i rørelementet via apparaturen (32) ved en første lokasjon som er under havbunnen (20), og (ii) en andre posisjon hvor tilleggsfluidet ledes inn i stigerøret (80) ved en andre lokasjon som er over den første lokasjonen; et sett av innlastningsledninger omfattende: (i) en første innlastingsledning (100) som løper fra boreplattformen (10) til ventilen (101), (ii) en andre innlastingsledning (103) som løper fra ventilen (101) til apparaturen (32), og (iii) en tredje innlastningsledning (102) som løper fra ventilen (101) til stigerøret (80) ved den andre lokasjonen; og en separator på plattformen (10) for å separere det kombinerte fluidet inn i sine komponenter ettersom det kombinerte fluidet slippes ut fra stigerøret.
18. Apparatur ifølge krav 17, hvori den andre lokasjonen er ved havbunnen.
19. Apparatur ifølge krav 17, hvori den andre lokasjonen er over havbunnen.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/289,505 US6843331B2 (en) | 2001-02-15 | 2002-11-06 | Method and apparatus for varying the density of drilling fluids in deep water oil drilling applications |
| PCT/US2003/034993 WO2004044366A2 (en) | 2002-11-06 | 2003-11-03 | Method and apparatus for varying the density of drilling fluids in deep water oil drilling applications |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20052594L NO20052594L (no) | 2005-05-30 |
| NO20052594D0 NO20052594D0 (no) | 2005-05-30 |
| NO330148B1 true NO330148B1 (no) | 2011-02-28 |
Family
ID=32312099
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20052594A NO330148B1 (no) | 2002-11-06 | 2005-05-30 | Fremgangsmate og apparat for a variere tettheten til boreslam ved anvendelse av dypvanns oljeboring. |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6843331B2 (no) |
| EP (1) | EP1558831B1 (no) |
| AT (1) | ATE442512T1 (no) |
| AU (1) | AU2003301917A1 (no) |
| BR (1) | BR0315434A (no) |
| CA (1) | CA2505252C (no) |
| DE (1) | DE60329214D1 (no) |
| DK (1) | DK1558831T3 (no) |
| NO (1) | NO330148B1 (no) |
| WO (1) | WO2004044366A2 (no) |
Families Citing this family (40)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6926101B2 (en) * | 2001-02-15 | 2005-08-09 | Deboer Luc | System and method for treating drilling mud in oil and gas well drilling applications |
| US7992655B2 (en) * | 2001-02-15 | 2011-08-09 | Dual Gradient Systems, Llc | Dual gradient drilling method and apparatus with multiple concentric drill tubes and blowout preventers |
| US7093662B2 (en) * | 2001-02-15 | 2006-08-22 | Deboer Luc | System for drilling oil and gas wells using a concentric drill string to deliver a dual density mud |
| BRPI0212430B1 (pt) | 2001-09-10 | 2017-05-02 | Ocean Riser Systems As | dispositivo de perfuração para compensar as mudanças na densidade de circulação de lama equivalente (ecd), ou pressão dinâmica, e método para compensar a densidade de circulação de lama equivalente (ecd), ou aumento ou diminuição da pressão dinâmica |
| US7950463B2 (en) * | 2003-03-13 | 2011-05-31 | Ocean Riser Systems As | Method and arrangement for removing soils, particles or fluids from the seabed or from great sea depths |
| NO318220B1 (no) * | 2003-03-13 | 2005-02-21 | Ocean Riser Systems As | Fremgangsmåte og anordning for utførelse av boreoperasjoner |
| US6953097B2 (en) | 2003-08-01 | 2005-10-11 | Varco I/P, Inc. | Drilling systems |
| US7032691B2 (en) * | 2003-10-30 | 2006-04-25 | Stena Drilling Ltd. | Underbalanced well drilling and production |
| NO319213B1 (no) * | 2003-11-27 | 2005-06-27 | Agr Subsea As | Fremgangsmåte og anordning for styring av borevæsketrykk |
| US8088716B2 (en) * | 2004-06-17 | 2012-01-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Compressible objects having a predetermined internal pressure combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
| WO2007145734A2 (en) * | 2006-06-07 | 2007-12-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Compressible objects having partial foam interiors combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
| US7490672B2 (en) * | 2005-09-09 | 2009-02-17 | Baker Hughes Incorporated | System and method for processing drilling cuttings during offshore drilling |
| US7866399B2 (en) * | 2005-10-20 | 2011-01-11 | Transocean Sedco Forex Ventures Limited | Apparatus and method for managed pressure drilling |
| US20070246221A1 (en) * | 2006-04-19 | 2007-10-25 | M-I Llc | Dispersive riserless drilling fluid |
| EP2035651A4 (en) * | 2006-06-07 | 2009-08-05 | Exxonmobil Upstream Res Co | METHOD FOR PRODUCING COMPRESSIBLE OBJECTS FOR A VARIABLE DENSITY DRILLING FLUSH |
| EP2041235B1 (en) * | 2006-06-07 | 2013-02-13 | ExxonMobil Upstream Research Company | Compressible objects combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
| NO325931B1 (no) * | 2006-07-14 | 2008-08-18 | Agr Subsea As | Anordning og fremgangsmate ved stromningshjelp i en rorledning |
| CA2867393C (en) | 2006-11-07 | 2015-06-02 | Charles R. Orbell | Method of drilling with a riser string by installing multiple annular seals |
| US20080190618A1 (en) * | 2007-02-09 | 2008-08-14 | Ronald Dant | Method of Blending Hazardous Chemicals to a Well Bore |
| BRPI0812880A2 (pt) * | 2007-06-01 | 2014-12-09 | Agr Deepwater Dev Systems Inc | Sistema e método para elevar fluido de perfuração de um furo de poço em uma formação, sistema de retorno para fluido de elevação de um furo de poço em uma formação, método para controlar um furo de poço em uma formação, e, válvula bidirecional desviadora. |
| US7913764B2 (en) * | 2007-08-02 | 2011-03-29 | Agr Subsea, Inc. | Return line mounted pump for riserless mud return system |
| AU2008299076B2 (en) * | 2007-09-13 | 2012-05-17 | M-I Llc | Method and system for injecting a slurry downhole |
| US20090140444A1 (en) * | 2007-11-29 | 2009-06-04 | Total Separation Solutions, Llc | Compressed gas system useful for producing light weight drilling fluids |
| GB2457497B (en) | 2008-02-15 | 2012-08-08 | Pilot Drilling Control Ltd | Flow stop valve |
| US20110056748A1 (en) * | 2008-05-09 | 2011-03-10 | M-I L.L.C. | Wellbore fluids containing sized clay material and methods of use thereof |
| WO2011020979A1 (en) | 2009-08-18 | 2011-02-24 | Pilot Drilling Control Limited | Flow stop valve |
| GB2485738B (en) | 2009-08-12 | 2013-06-26 | Bp Corp North America Inc | Systems and methods for running casing into wells drilled wtih dual-gradient mud systems |
| CN102575501B (zh) | 2009-09-10 | 2015-05-20 | Bp北美公司 | 用于在双梯度环境中将井眼流入物循环出来的系统和方法 |
| US8403059B2 (en) * | 2010-05-12 | 2013-03-26 | Sunstone Technologies, Llc | External jet pump for dual gradient drilling |
| US8322425B2 (en) * | 2010-05-20 | 2012-12-04 | Chevron U.S.A., Inc. | System and method for controlling one or more fluid properties within a well in a geological volume |
| US8146667B2 (en) * | 2010-07-19 | 2012-04-03 | Marc Moszkowski | Dual gradient pipeline evacuation method |
| US8162063B2 (en) * | 2010-09-03 | 2012-04-24 | Stena Drilling Ltd. | Dual gradient drilling ship |
| US8783359B2 (en) * | 2010-10-05 | 2014-07-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Apparatus and system for processing solids in subsea drilling or excavation |
| EP2659082A4 (en) * | 2010-12-29 | 2017-11-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subsea pressure control system |
| US9328575B2 (en) | 2012-01-31 | 2016-05-03 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Dual gradient managed pressure drilling |
| AU2013221574B2 (en) | 2012-02-14 | 2017-08-24 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for managing pressure in a wellbore |
| BR112015008014B1 (pt) * | 2012-10-15 | 2016-09-27 | Nat Oilwell Varco Lp | sistema e método de perfuração de duplo gradiente |
| EP2956615A2 (en) | 2013-02-12 | 2015-12-23 | Weatherford Technology Holdings, LLC | Apparatus and methods of running casing in a dual gradient system |
| CN103867149A (zh) * | 2013-09-11 | 2014-06-18 | 华北石油管理局 | 一种煤层气多分支水平井钻井介质的循环方法 |
| CN107780854B (zh) * | 2017-08-30 | 2023-05-02 | 河南豫中地质勘查工程有限公司 | 一种地面大直径快速成孔钻井设备用跟管增压机构 |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3603409A (en) * | 1969-03-27 | 1971-09-07 | Regan Forge & Eng Co | Method and apparatus for balancing subsea internal and external well pressures |
| US4040264A (en) * | 1975-11-28 | 1977-08-09 | Armco Steel Corporation | Controlled buoyancy underwater riser system |
| US4099583A (en) * | 1977-04-11 | 1978-07-11 | Exxon Production Research Company | Gas lift system for marine drilling riser |
| US4291772A (en) * | 1980-03-25 | 1981-09-29 | Standard Oil Company (Indiana) | Drilling fluid bypass for marine riser |
| US6179071B1 (en) * | 1994-02-17 | 2001-01-30 | M-I L.L.C. | Method and apparatus for handling and disposal of oil and gas well drill cuttings |
| US5873420A (en) * | 1997-05-27 | 1999-02-23 | Gearhart; Marvin | Air and mud control system for underbalanced drilling |
| US6230824B1 (en) * | 1998-03-27 | 2001-05-15 | Hydril Company | Rotating subsea diverter |
| US6152246A (en) * | 1998-12-02 | 2000-11-28 | Noble Drilling Services, Inc. | Method of and system for monitoring drilling parameters |
| US6450262B1 (en) * | 1999-12-09 | 2002-09-17 | Stewart & Stevenson Services, Inc. | Riser isolation tool |
| US6530437B2 (en) * | 2000-06-08 | 2003-03-11 | Maurer Technology Incorporated | Multi-gradient drilling method and system |
| US6536540B2 (en) * | 2001-02-15 | 2003-03-25 | De Boer Luc | Method and apparatus for varying the density of drilling fluids in deep water oil drilling applications |
-
2002
- 2002-11-06 US US10/289,505 patent/US6843331B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-11-03 DE DE60329214T patent/DE60329214D1/de not_active Expired - Fee Related
- 2003-11-03 AT AT03811248T patent/ATE442512T1/de not_active IP Right Cessation
- 2003-11-03 EP EP03811248A patent/EP1558831B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-11-03 DK DK03811248.8T patent/DK1558831T3/da active
- 2003-11-03 AU AU2003301917A patent/AU2003301917A1/en not_active Abandoned
- 2003-11-03 CA CA2505252A patent/CA2505252C/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-11-03 BR BR0315434-3A patent/BR0315434A/pt not_active Application Discontinuation
- 2003-11-03 WO PCT/US2003/034993 patent/WO2004044366A2/en not_active Application Discontinuation
-
2005
- 2005-05-30 NO NO20052594A patent/NO330148B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2505252C (en) | 2012-07-10 |
| WO2004044366A3 (en) | 2004-08-05 |
| EP1558831A2 (en) | 2005-08-03 |
| CA2505252A1 (en) | 2004-05-27 |
| NO20052594L (no) | 2005-05-30 |
| WO2004044366A2 (en) | 2004-05-27 |
| US6843331B2 (en) | 2005-01-18 |
| NO20052594D0 (no) | 2005-05-30 |
| AU2003301917A8 (en) | 2004-06-03 |
| AU2003301917A1 (en) | 2004-06-03 |
| EP1558831A4 (en) | 2006-03-22 |
| ATE442512T1 (de) | 2009-09-15 |
| DK1558831T3 (da) | 2010-01-18 |
| DE60329214D1 (de) | 2009-10-22 |
| EP1558831B1 (en) | 2009-09-09 |
| US20030070840A1 (en) | 2003-04-17 |
| BR0315434A (pt) | 2005-09-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO330148B1 (no) | Fremgangsmate og apparat for a variere tettheten til boreslam ved anvendelse av dypvanns oljeboring. | |
| US6536540B2 (en) | Method and apparatus for varying the density of drilling fluids in deep water oil drilling applications | |
| US8978774B2 (en) | System and method for drilling a subsea well | |
| US6926101B2 (en) | System and method for treating drilling mud in oil and gas well drilling applications | |
| EP2281103B1 (en) | Systems and methods for subsea drilling | |
| US8322460B2 (en) | Dual density mud return system | |
| CA2803812C (en) | Arrangement and method for regulating bottom hole pressures when drilling deepwater offshore wells | |
| US6328107B1 (en) | Method for installing a well casing into a subsea well being drilled with a dual density drilling system | |
| US7513310B2 (en) | Method and arrangement for performing drilling operations | |
| US9316054B2 (en) | Systems and methods for managing pressure in a wellbore | |
| US8657013B2 (en) | Riser system | |
| CA2630576A1 (en) | Method for varying the density of drilling fluids in deep water oil and gas drilling applications | |
| US6966392B2 (en) | Method for varying the density of drilling fluids in deep water oil and gas drilling applications | |
| US11585171B2 (en) | Managed pressure drilling systems and methods | |
| RU2278237C2 (ru) | Система и способ бурения скважины, система для регулирования градиента давления в столбе бурового раствора | |
| CA2803771C (en) | Arrangement and method for regulating bottom hole pressures when drilling deepwater offshore wells | |
| NO325188B1 (no) | Fremgangsmate for vaeskeloft i borestigeror |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |