NO337219B1 - Automatisert fremgangsmåte og system for å bestemme tilstanden til brønnoperasjoner - Google Patents
Automatisert fremgangsmåte og system for å bestemme tilstanden til brønnoperasjoner Download PDFInfo
- Publication number
- NO337219B1 NO337219B1 NO20045553A NO20045553A NO337219B1 NO 337219 B1 NO337219 B1 NO 337219B1 NO 20045553 A NO20045553 A NO 20045553A NO 20045553 A NO20045553 A NO 20045553A NO 337219 B1 NO337219 B1 NO 337219B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- data
- state
- drilling
- determining
- states
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 78
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 214
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 61
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 claims description 18
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 16
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 9
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 claims description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 27
- 230000008569 process Effects 0.000 description 23
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 14
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 11
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 9
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 3
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 3
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 238000010200 validation analysis Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000013528 artificial neural network Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000011001 backwashing Methods 0.000 description 1
- 238000013398 bayesian method Methods 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000002301 combined effect Effects 0.000 description 1
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000013500 data storage Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 238000009527 percussion Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000005067 remediation Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000003252 repetitive effect Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 238000013515 script Methods 0.000 description 1
- 230000011664 signaling Effects 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 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
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Selective Calling Equipment (AREA)
Description
Oppfinnelsen angår generelt området boreadministrasjonssystemer og især en automatisk fremgangsmåte og system for å bestemme tilstanden til bore- og andre brønnoperasjoner og utføre prosessevaluering.
Borerigger er typisk rigger av dreietypen som bruker en skarp borkrone for å bore gjennom jorden. Ved overflaten omfatter en dreiende borerigg ofte et komplisert system av kabler, motorer, støttemekanismer, beholdere, smøreinnretninger og taljer for å styre posisjonen og dreiningen av borkronen under overflaten.
Under overflaten er borkronen festet til et langt borerør som fører borefluidet til borkronen. Borefluidet smører og kjøler borkronen samt fjerner borkaks og avfall fra brønnhullet. I tillegg tilveiebringer borefluidet en hydrostatisk trykkhøyde som hindrer sammenfall av brønnhullet før det kan fores og dette hindrer at formasjonsfluider trenger inn i brønnhullet, noe som kan føre til gass- "kick" og andre farlige situasjoner.
Automatisk administrering av boreriggoperasjoner er problematisk siden parametrene kan endre seg raskt og siden boreelementene og brønnhullsforholdene nede i brønnen ikke direkte kan observeres. Som resultat kan mange administrasjonssystemer ikke gjenkjenne nærværet og/eller fra fraværet av viktige borehendelser som kan føre til falsk alarm og unødvendig nedetid.
US 5952569 beskriver et system som er innrettet for å identifisere potensielt farlige hendelser, for eksempel en plutselig innstrømning i borehullet, under boring eller produksjon i hydrokarbonreservoarer. Overflate og/eller nedihulls målte signaler sammenlignes med et antall mulige signaler som representerer potensielt farlige hendelser. Signalet med høyest sannsynlighet for å representere de målte signalene blir valgt, og et visuelt og/eller akustisk signal frembringes dersom den høyeste sannsynlighet overskrider en forutbestemt terskel. Valg av det høyest sannsynlige signalet blir fortrinnsvis basert på den Bayesiske metoden.
EP 0939195 beskriver metoder og apparat der lengre pauser i boringen blir brukt til å skaffe formasjonsevaluerende målinger som tar lang tid, eller drar nytte av et roligere miljø, i motsetning til det naturlig støyende boremiljøet. Forskjellige teknikker som er følsomme for slamstrømningen, vekt på borkronen, eller bevegelser til borestrengen kan brukes alene eller i kombinasjon for å identifisere boremoduset og styre datainnsamlingssekvensen.
Hutchinson et al. 1995 beskriver en nedihulls enhet som kan diagnostisere boringsfenomener under drilling ved hjelp av sensorer som er lokalisert i enheten.
US 2003/16257 beskriver et system for styring av borehullsoperasjoner ved anvendelse av en beregnet boreprosessmodell som representerer den kombinerte effekten av nedihulls forhold, og drift av en borestreng. Boreprosessmodellen blir kontinuerlig oppdatert med nedihulls målinger som utføres under en boreoperasjon. Fra den oppdaterte boreprosessmodellen, bestemmes et sett av optimale boreparametere og kommuniseres til et styresystem på overflaten. Videre gjør systemet det mulig for overflateutstyrets kontrollsystem automatisk å justere de eksisterende kontrollinnstillinger basert på de oppdaterte optimale boreparametere. Ulike kontrollskript genereres og utføres for å informere overflateutstyrets kontrollsystem basert på en nåværende bore-modus.
Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer et boresystem som anvender et nevralt nettverk for prediktiv styring av boreoperasjoner. En nedihullsprosessor styrer driften av de forskjellige anordninger i en bunnhullsanordning for å bevirke endringer i boreparametre og boreretningen til autonomt å optimalisere boreeffektiviteten. Nevralnettverket oppdaterer iterativt en forutsigelse modell av boreoperasj onene og gir anbefalinger om borekorreksjoner til en boreoperatør
EP 2293366 beskriver en automatisert fremgangsmåte og et system for å bestemme tilstanden av boring og andre brønnoperasjoner. Prosessevaluering kan utføres for operasjonen, basert på operasjonens tilstand og dynamiske data. I en bestemt utførelse bestemmer oppfinnelsen tilstanden av boreoperasj onene basert på borkronens adferd som muliggjør nøyaktig og tidsriktig gjenkjennelse av hendelser under boreoperasjonene. I andre utførelser bestemmer oppfinnelsen arbeidstilstanden, komplettering, prøving, overgivelse, intervensjon og/eller andre brønnoperasjoner i boreindustrien, basert på registrerte, verifiserte, inntrufne og/eller bestemte mekaniske og hydrauliske data.
Oppfinnelsen tilveiebringer en automatisert fremgangsmåte for bestemmelse av tilstanden til en brønnoperasjon, som omfatter: å lagre flere tilstander for en brønnoperasjon; å motta mekaniske og hydrauliske data som er rapportert for brønnoperasjonen fra en flerhet av systemer; der det nye i forhold til kjent teknikk er å identifisere en trend i den mekaniske og hydrauliske data; å bestemme hvorvidt dataene er ugyldige, ved å sammenligne data til minst én grense, der den i det minste ene grense indikerer en terskel ved hvilke dataene ikke nøyaktig representerer den mekaniske eller den hydrauliske tilstanden tilsynelatende representert av dataene; å erstatte ugyldige data med erstatningsdata som har enhver tidligere verdi av dataene eller en verdi basert på utviklingen i data; og automatisk å bestemme én av tilstandene som tilstanden av brønnoperasjonen som respons på gyldige data og erstatningsdata.
Videre tilveiebringer oppfinnelsen et automatisert system for å bestemme tilstanden av en brønnoperasjon som omfatter: midler for å lagre flere tilstander for en brønnoperasjon, midler for å motta mekaniske og hydrauliske data forbundet med brønnoperasjonen; der det nye i forhold til kjent teknikk er midler for å identifisere en trend i de mekaniske og hydrauliske data; midler for å bestemme om de mottatte mekaniske og hydrauliske data er ugyldig ved å sammenligne data til minst én grense, der den minst ene grense indikerer en terskel der dataene ikke nøyaktig representerer mekaniske eller hydrauliske tilstander tilsynelatende representert av dataene; midler for å erstatte ugyldige data med erstattede data som har enhver tidligere verdi av dataene eller en verdi basert på trenden i dataene; midler for automatisk å bestemme én av tilstandene som tilstanden til brønnoperasjonen i respons på gyldige data og erstattede data.
Oppfinnelsen skal beskrives nærmere i det følgende under henvisning til tegningene, hvor: Fig. 1 er et skjema over en borerigg ifølge en utførelse av oppfinnelsen;
fig. 2 er et blokkskjema over et overvåkningssystem for en boreoperasjon ifølge en utførelse av oppfinnelsen;
fig. 3 er et flytskjema som viser en fremgangsmåte for overvåkning av en boreoperasjon ifølge en utførelse av oppfinnelsen;
fig. 4 er et flytskjema som viser en fremgangsmåte for å bestemme tilstanden av en boreoperasjon ifølge en utførelse av oppfinnelsen;
fig. 5A-B er flytskjemaer som viser en fremgangsmåte for å bestemme tilstanden av en boreoperasjon ifølge en utførelse av oppfinnelsen; og
fig. 6 er et blokkskjema som viser tilstandene for en boreoperasjon ifølge en annen utførelse av oppfinnelsen.
Oppfinnelsen tilveiebringer en automatisert fremgangsmåte og et system for å bestemme tilstanden av boreoperasj oner. I en utførelse, som er beskrevet i detalj nedenfor, kan oppfinnelsen brukes for automatisk å bestemme tilstanden av boreoperasj onene. I en annen utførelse som også er beskrevet nedenfor, kan oppfinnelsen brukes for å bestemme tilstanden av slamfluidsirkulering og andre boresystemer eller delsystemer samt tilstanden av andre egnende boreoperasj oner. F.eks. kan tilstandsmotoren ifølge oppfinnelsen brukes for å bestemme status av overhalling, komplettering, gjeninnføring, rørføringer og utskiftninger, samt andre egnede brønnoperasjoner. Brønnoperasjonene kan være rigg-utførte operasjoner med en rigg på stedet eller annen aktivitet utført i løpet av levetiden av en olje-, gass- eller annen passende brønn. I hver av disse utførelsene er brønn-operasj onene typisk komplekse prosesser hvor tilstandsbestemmeisen innebærer et antall parametere for et antall systemer og/eller plasseringer. F.eks. kan en boreoperasjon omfatte parametere som måles og/eller representerer overflate- samt brønnforhold og utstyr. Tilstandsbestemmelsen kan være basert på mekaniske og hydrauliske data og bestemmes til en høy oppløsning og/eller kan bestemmes basert på signaler fra et antall systemer. Således kan tilstandsmotoren tilveiebringe omfattende tilstandsbestemmelse for å støtte kontrollevaluering og/eller beslutningstakingsfunksjonaliteten for en brønn-operasjon. Kontrollevaluering og/eller beslutningstakingsfunksjonalitet støttes i en utførelse, hvor operasjonsforholdene og status blir tilveiebrakt og bestemt for å mulig-gjøre nøyaktig og automatisk kontroll av alle, en vesentlig del, eller minst en vesentlig del av aspektene av brønnoperasjoner med liten eller ingen direkte innsats fra menneskelige operatører.
Fig. 1 viser en borerigg 10 ifølge en utførelse av oppfinnelsen. I denne utførelse er riggen 10 en konvensjonell, roterende landrigg. Imidlertid kan oppfinnelsen brukes også i forbindelse med andre egnede boreteknologier og/eller enheter, herunder toppdrev, kraftsvivel, brønnmotor, spolerørenheter og lignende og ikke-landrigger, f.eks. oppjekkingsrigger, halvt nedsenkbare rigger, boreskip, mobile offshore-boreenheter (MODU) og lignende, som kan bore gjennom jorden til ressursbærende eller andre geologiske formasjoner.
Riggen 10 omfatter en mast 12 som bæres over en riggbunn 14. Løfteanordninger omfatter en kroneblokk 16 montert til masten 12 og en vandreblokk 18. Kroneblokken 16 og vandreblokken 18 er koplet sammen av en kabel 20 som drives av et trekkverk 22 for å styre opp- og nedbevegelsen av vandringsblokken 18.
Vandringsblokken 18 bærer en krok 24 som det henger en svivel 26 fra. Svivelen 26 bærer et rotasjonsrør 28 som i sin tur bærer en borestreng, generelt benevnt med nr. 30 i brønnhullet 32. En utblåsningsventil (BOP) 35 er anbrakt på toppen av brønnhullet 32. Strengen kan holdes av slipper 58 under sammenkoplingene og i hvilende rigg-situasjoner, eller på andre passende tidspunkt.
Borestrengen 30 omfatter flere sammenkoplede seksjoner av borerør eller spolerør 34 og en bunnhullsammenstilling (BHA) 36. BHA 36 omfatter en dreiende borekrone 40 og en brønn- eller slammotor 42. BHA 36 kan også omfatte stabilisatorer, borekrager, brønnmåleinstrumenter (MWD) og lignende.
Slampumper 44 suger borefluid eller slam 46 fra slamtanker 48 gjennom sugeledningen 50. Borefluidet 46 leveres til borestrengen 30 gjennom en slamslange 52 som kopler slampumpene 44 til svivelen 26. Fra svivelen 26 vandrer borefluidet 46 gjennom borestrengen 30 til BHA 36 hvor det dreier brønnmotoren 42 og forlater borkronen 40 for å løsne formasjonen og løfte den resulterende borkaks gjennom ringrommet til overflaten. Ved overflaten mottar slamtankene 48 borefluidet fra brønnhullet 32 gjennom en strømningsledning 54. Slamtankene 48 og/eller strømningsledningen 54 omfatter en skaker eller annen innretning for å fjerne borkaksen.
Slamtanken 48 og slampumpene 44 kan omfatte tripptanker og pumper for å opprettholde borefluidnivåene i brønnhullet 32 under uttripping av brønnoperasjonene og for å motta fortrengt borefluid fra brønnhullet 32 under tripp-i-hull-operasjoner. I en bestemt utførelse blir tripptanken koplet mellom brønnhullet 32 og skakerne. En ventil fører fluidet vekk fra skakerne og inn i tripptanken som er forsynt med en nivåføler. Fluid fra tripptanken kan så pumpes direkte tilbake til brønnhullet via en egen sentrifugalpumpe, i stedet for gjennom standrøret.
Boring utføres ved å tilføre vekt til kronen 40 og dreie borestrengen 30 som i sin tur dreier kronen 40. Borestrengen 30 dreies i borehullet 32 gjennom virkningen av et dreiebord 56 som er dreibart båret på riggulvet 14. Alternativt, eller i tillegg kan brønnhullmotoren dreie kronen 40 uavhengig av borestrengen 30 og dreie bordet 56. Som tidligere beskrevet blir borkaksen produsert etter hvert som borkronen 40 borer inn i jorden, båret ut av borehullet 32 av borefluidet 46 levert av pumpene 44.
Fig. 2 viser et brønnovervåkningssystem 68 ifølge en utførelse av oppfinnelsen. I denne utførelse er overvåkningssystemet et boreovervåkningssystem 68 for riggen 10. Overvåkningssystemet 68 omfatter et følersystem 70 og en overvåkningsmodul 80 for boreoperasj onene av riggen 10. Brønnovervåkningssystemer for andre brønnoperasjoner kan omfatte et følersystem med følere som ligner, er analoge eller forskjellige fra følersystemet 70 for bruk i forbindelse med overvåkningsmodulen, som kan være lik, analog eller forskjellig i forhold til modulen 80. Som beskrevet i detalj nedenfor kan boreoperasj onene omfatte boring, tripping, prøving, rømming, kondisjonering og andre og/eller forskjellige operasjoner eller tilstander av boresystemet. En tilstand kan være enhver passende operasjon eller aktivitet eller sett av operasjoner eller aktiviteter hvor alle, noen eller de fleste er basert på flere følte parametere.
Følersystemet 70 omfatter flere følere som overvåker, føler og/eller rapporterer data eller parametere på riggen 10 og/eller i borehullet 32. De rapporterte data kan omfatte de følte data eller kan avledes, beregnes eller utledes fra følte data.
I den viste utførelse omfatter følersystemet 70 et løftesystem 72 for å rapportere data følt av og/eller for løfteinnretningen, et fluidsystem 74 som rapporterer data følt av og/eller for borefluidtanker, pumper og ledninger; dreiesystemer 76 som rapporterer data følt av og/eller for dreiebordet eller annen dreieinnretning; og et operatørsystem 78 som rapporterer datasignaler av en borer/operatør. Som tidligere beskrevet kan de følte data finjusteres, manipuleres eller på annen måte behandles før de rapporteres til overvåkningsmodulen 80. Det vil fremgå at følerne ellers kan klassifiseres og/eller grupperes i følersystemet 70 og at data kan mottas fra andre eller forskjellige systemer, delsystemer og typer utstyr. Systemene som utfører brønnoperasjonen, som i enkelte sammenheng kan kalles delsystemer, kan hver omfatte relaterte prosesser som sammen utfører en atskilt, uavhengig, separat kontrollerbar og/eller separerbar funksjon av brønnoperasjonen og som kan samvirke med andre systemer ved utførelsen av deres funksjon i operasjonen.
Løftedrivsystemet 72 omfatter en krokvektføler 73 som kan omfatte digitale belastningsmålere eller andre følere som rapporterer en digital vektverdi en gang i sekundet, eller ved en annen passende følersamplingsrate. Krokvektføleren kan monteres til den statiske ledning (ikke vist) av kabelen 20.
Fluidsystemet 74 omfatter en trykkføler 75 for et standrør som rapporterer en digital verdi ved en samplingsrate av trykket i standerrøret. Borefluidsystemet kan omfatte en slampumpeføler 77 som måler slampumpehastigheten i slag i minuttet, hvorfra strømningsraten av borefluidene inn i borestrengen, kan beregnes. I tillegg og/eller alternativt, kan følere omfattes i borefluidsystemet 74, herunder f.eks. følere for å måle volumet av fluidet i slamtanken 46 og strømningsraten inn og ut av slamtanken 46. Også følere kan omfattes for å måle slamgass, strømningsledningstemperatur og slamtetthet.
Dreiesystemet 76 omfatter en føler 79 som avføler dreiebordomdreininger i minuttet (RPM) og som rapporterer en digital verdi i en samplingsrate. RPM-føleren kan også rapportere rotasjonsretningen. En dreiende momentføler 83 kan også omfattes som måler momentstørrelsen tilført borestrengen 34 under dreining. Momentet kan indikeres ved å måle mengden av strøm som brukes av motoren som driver dreiebordet 46. Dreiemomentføleren kan alternativt føle strekket i dreiebordets drivkjetting.
Operatørsystemet 78 omfatter et brukergrensesnitt eller et annet signalsystem som mottar signal fra en menneskelig operatør/borer som kan overvåke og rapportere observasjoner utført under boring. F.eks. kan borkroneposisjonen (BPOS) rapporteres basert på lengden av borestrengen 30 som har blitt ført ned i hullet og som i sin tur er basert på antallet borestrengsegmenter som boreren har lagt il strengen i løpet av boringen. Boreren/operatøren kan holde en loggbok over antallet segmenter som er lagt til, og/eller kan sende denne informasjon i et overvåkningsstyre- og datahentingssystem
(SCADA).
Andre parametere kan rapporteres eller beregnes fra rapporterte verdier. F.eks. kan andre passende hydraulikk- og/eller mekaniske data rapporteres. Hydraulikkdata er data om strøm, volum, bevegelse, reologi og andre aspekter av boring eller annet fluidutførende arbeid eller ellers som brukt i operasjoner. Fluidene kan være væske, gasser eller annet. Mekaniske data er data om støtte eller fysisk medvirkning på eller av borestrengen, borkronen eller en annen passende innretning tilknyttet boringen eller en annen operasjon. Mekaniske og hydrauliske data kan henføres til enhver passende innretning som kan akseptere, rapportere, avgjøre, beregne en verdi, status, posisjon, bevegelse eller annen parameter tilknyttet en brønnoperasjon. Som tidligere beskrevet kan mekaniske og hydrauliske data fremkomme fra maskinfølerdata, f.eks. motortilstander og turtall og fra elektriske data som f.eks. elektrisk kraftforbruk av toppdrev, slamoverføringspumper og annet periferutstyr. F.eks. kan mekaniske og/eller hydraulikkdata henføres til dedikerte motorfølere, sentrifugal-på/av-følere, ventilposisjonsbrytere, indikatorer for fingerbrett åpen/lukket, SCR-avlesninger, videogjenkjennelse og en annen passende føler som kan indikere og/eller rapportere informasjon om en innretning eller operasjon av et system. I tillegg kan følere for å måle brønnborings trajektorie, og/eller petrofysikalske egenskaper av den geologiske formasjon, samt brønnoperasjonsparametere, føles og rapporteres. Brønnfølere kan kommunisere data ved hjelp av en wireledning, slampulser, akustiske bølger og lignende. Således kan dataene mottas fra et stort antall kilder og typer av instrumenter, instrumentpakker og produsenter og kan være i mange forskjellige formater. Dataene kan brukes etter hvert som de rapporteres, eller kan bli omformatert og/eller konvertert. I en bestemt utførelse kan data mottas fra to, tre, fem, ti, tyve, femti, hundre eller flere følere og fra to, tre, fem, ti eller flere systemer. Dataene og/eller informasjonen som bestemmes fra dataene, kan være i en verdi eller annen indikasjon om raten, nivået, vekslingsrate, akselerasjon, posisjon, endring i posisjon, kjemisk sammensetning, eller annen målbar informasjon av en variabel i en brønnoperasjon.
Overvåkningsmodulen 80 mottar og behandler data fra følersystemet 70, eller fra andre passende kilder og overvåker boresystemet og forholdene basert på de mottatte data. Som tidligere beskrevet kan data være fra enhver passende kilde, eller kombinasjoner av kilder og kan mottas i ethvert passende format. I en utførelse omfatter overvåkningssystemet 80 en parameterkalkulator 81, en parametervalidator 82, en boretilstandsbestemmelsesdetektor 84, en hendelsesgjenkjennelsesmodul 86, en database 96, en flagglogg 94 og en visnings/alarmmodul 97. Det vil fremgå at overvåkningssystemet 80 kan omfatte andre eller forskjellige programmer, moduler, funksjoner, databasetabeller og registreringer, data, rutiner, datalagring og andre egnede elementer, og at de forskjellige komponenter ellers kan integreres eller fordeles mellom fysisk separate komponenter. I en bestemt utførelse kan overvåkningsmodulen 80 og dens forskjellige komponenter og moduler omfatte logikk som er kodet i media. Logikken kan omfatte programvare lagret på et datalesbart medium for bruk i forbindelse med en generell prosessor eller programmert maskinvare, f.eks. som applikasjonsspesifikk integrert krets (ASIC), feltprogrammerbart portgruppe (FPGA), digitalsignalprosessor (DSP) og lignende.
Parameterkalkulatoren 81 avleder, utleder eller på annen måte beregner indikatorer for boreoperasj oner basert på rapporterte data for bruk av resten av overvåkningssystemet 80. Alternativt kan beregningene utføres av prosessorer eller enheter innenfor selve følingssystemene, av et mellomsystem, borestatusdetektoren 84, eller av den enkelte modul i overvåkningssystemet 80. En tilstandsindikator er en verdi eller annen parameter basert på følte data og forteller om tilstanden av boreoperasj onen. I en utførelse omfatter tilstandsindikatorene måledybde (MD), kroklast (HKLD), borkroneposisjon (BPOS), standrørtrykk (SPP) og omdreininger per minutt på dreiebordet
(RPM).
Tilstandsindikatorene som enten direkte eller kalkulert via kalkulatoren 81 og andre parametere, kan mottas av parametervalidatoren 82. Parametervalidatoren 82 gjenkjenner og eliminerer korrupte data og flagger feilfunksjonerende følerinnretninger. I en utførelse sammenligner parametervalideringen hver parameter til en status og/eller et dynamisk tillatt område for parameteren. Parameteren flagges som ugyldig hvis den er utenfor det akseptable området. Her menes "hver" hver av minst et delsett av de identifiserte poster. Rapporter om korrupte data eller feilfunksjonerende følerinnretninger kan sendes til og lagres i flaggloggen 94 for analyse, "avlusing" og registrerings-oppbevaring.
Validatoren 82 kan også jevne ut eller statistisk filtrere innkommende data. Validerte og filtrerte parametere kan direkte brukes for hendelsegjenkjennelse, eller kan brukes for å bestemme tilstanden for boreoperasj oner av riggen 10 via boretilstandsdetektoren 84.
Boretilstandsdetektoren 84 bruker kombinasjoner av tilstandsindikatorer for å bestemme gjeldende tilstand av boreoperasj onen. Tilstanden kan bestemmes kontinuerlig i en passende oppdateringshastighet og i sann tid. En boretilstand er en generell konklusjon om boreoperasjonens status på et gitt tidspunkt, basert på operasjonen av og/eller parameteret tilknyttet en eller flere hovedboreelementer av riggen. Slike elementer kan omfatte borkronen, strengen og borefluidet.
I en utførelse lagrer modulene 84 for borestatus flere mulige og/eller forhåndsdefinerte tilstander for operasjonene for riggen 10. Tilstandene kan lagres ved å lagre en liste over tilstandene, lagring av logikk som skiller mellom tilstandene, lagring av logikk som kan bestemme enkelte tilstander, forhåndsdefinere enkelte tilstander, eller på annen måte vedlikeholde, tilveiebringe eller lagre informasjon som de enkelte tilstander av en operasjon kan bestemmes ut fra. I denne utførelse kan tilstanden av boreoperasjonene velges fra det bestemte sett av tilstander basert på tilstandsindikatorene. Hvis f.eks. borkronen er vesentlig vekk fra bunnen, vil det ikke bli noen vesentlig dreining av strengen og borefluidet vil så vesentlig sirkulere idet boretilstandsdetektoren 84, deretter bestemmer, basert på dette sett av tilstandsindikatorer, tilstanden for boreoperasj onene som skal og/eller vil bli beskrevet som sirkulering vekk fra bunnen. Hvis borkronene på den annen side beveger seg inn i hullet og strengen dreier, men det ikke er noen sirkulering av borefluid, kan tilstanden av boreoperasj onene bestemmes å være og/eller som beskrevet som et arbeidsrør. Eksempler og forklaringer av disse og andre boretilstander og deres bestemmelse av modulen 84 for boretilstanden, kan finnes under henvisning til fig. 4 og 5. Tilstandene kan lagres lokalt og/eller på et annet sted og kan være benevnt eller ubenevnt, representert av en annen type signal og kan bestemmes matematisk ved sammenligner med logiske trær av oppslagstabeller, av ekspertsystemer, f.eks. en interferensmotor og på annen passende måte. Tilstandene kan være seksjoner eller deler av et kontinuerlig spektrum. Således kan tilstanden f.eks. bestemmes ved å velge en forhåndsdefinert tilstand basert på tilpassede kriterier og/eller en eller flere sammenligninger. Status kan bestemmes gjentatte ganger, kontinuerlig, vesentlig kontinuerlig eller på annen måte. En prosess er vanligvis kontinuerlig når den er kontinuerlig for de fleste av prosessene for brønnoperasjoner og/eller sykluser på periodisk basis i størrelsesorden 1 sekund eller mindre.
Hendelsesgjenkjennelsesmodulen 86 mottar boreparametere og/eller bore-tilstandskonklusjoner og gjenkjenner eller flagger hendelser eller tilstander. Slike forhold kan være varselforhold, f.eks. om farlige, problematiske eller bemerkelsesverdige forhold som kan påvirke sikkerheten, effektiviteten, tiden, kostnaden eller andre aspekter av en brønnoperasjon. For boreoperasj oner omfatter borehendelser potensielt viktige, farlige eller risikofylte hendelser eller andre situasjoner som kan oppleves under boring og som kan være viktig å flagge eller gjøre oppmerksom på for en boreleder. Hendelser kan omfatte tilstoppet rør, løs pakning eller brønnkontrollhendelser, f.eks. "kick".
Hendelsesgjenkjennelsesmodulen 86 kan omfatte delmoduler som gjenkjenner forskjellige typer hendelser. F.eks. kan brønnkontrollhendelser, f.eks. "kick-outs" gjenkjennes via operasjonen av brønnkontrolldelmodulen 88. En brønnkontrollhendelse er en hendelse tilknyttet en brønn som kan kontrolleres ved å tilføre eller justere et brønnfluid, strøm, volum eller innretning, f.eks. sirkulering av fluid under boreoperasj oner. "Pack-off"-hendelser, f.eks. når borekaks tilstopper ringrommet, kan gjenkjennes via operasjonen av pack-off-delmodulen 90 og tilstoppet rør-hendelser kan gjenkjennes ved operasjon av tilstoppet rør-delmodulen 92. Andre hendelser kan være nyttig å gjenkjenne og flagge og hendelsesgjenkjennelsesmodulen 86 kan konfigureres med andre moduler som dette utføres med. Kontrollevaluering og/eller beslutninger kan utføres kontinuerlig, gjentatt og/eller vesentlig kontinuerlig som tidligere beskrevet. I en annen utførelse kan tilstanden og hendelsesgjenkjennelsen utføres som svar på en eller flere forhåndsdefinerte hendelser eller flagg som oppstår under brønnoperasjonen.
Boreparametere, boretilstander, hendelsesgjenkjennelser og varselflagg kan vises for brukeren på visnings/alarm-modulen 97, lagret i databasen 96, og/eller gjøres tilgjengelige for andre moduler i overvåkningssystemet 80, eller andre systemer eller brukere etter behov. Databasen 96 kan konfigureres for å registrere trender i data over tid. For disse datatrendene vil det f.eks. være mulig å utlede og flagge langtidseffekter, f.eks. borehullsvekkelse forårsaket av gjentatt tripping i borehullet.
I drift er det mulig for overvåkningssystemet 80 å øke kvalitetskontrollen av føleinnretningene og overvåke tiden og effektiviteten av boreoperasj onene. Hendelser, f.eks. "kick-outs", kan nøyaktig oppdages og flagges hvis det bores tidligere enn det som er mulig via menneskelig observasjon av riggoperasjonene, hvilket fører til en mer effektiv iverksettelse av korrigerende operasjoner og en reduksjon i hyppigheten og alvorligheten av uønskede hendelser. I tillegg kan tilstandsinformasjon minimere falske alarmer, oppnå en mer nøyaktig hendelsesgjenkjennelse og resterende nedkoplingstid. Annen potensiell fordel kan være en økt mulighet til automatisk rapportering daglig og ved brønnslutt.
Tilstandene kan bestemmes, kontrollevaluering tilveiebringes og/eller hendelser gjenkjennes uten manuell eller annen medvirkning fra en operatør, eller uten direkte operatørmedvirkning. Operatørmedvirkning kan være direkte når signalet danner en statusindikator som blir brukt direkte av statusmotoren. I tillegg kan tilstander, evaluering og gjenkjennelsesprosesser utføres uten vesentlig operatørmedvkkning. F.eks. kan prosesser kjøres uavhengig av operatøren, men kan bruke forbikoplinger fra operatøren ved feilaktige avlesninger eller andre tilsvarende signaler under instrument- eller andre feilforhold.
Det vil fremgå at en prosess kan kjøres uavhengig av operatørmedvirkningen under driften og/eller normal operasjon og likevel bli manuelt, direkte eller indirekte startet, initialisert, avbrutt eller stoppet. Med eller uten operatørmedvirkning blir tilstandsgjenkjennelsen vesentlig basert på instrumentfølte parametere som overvåkes i sann tid og som endres dynamisk.
Fig. 3 viser en fremgangsmåte for å overvåke en rigg i samsvar med en utførelse av oppfinnelsen. I denne utførelse bestemmes status for boreoperasj onen og borehendelser blir gjenkjent basert på operasjonsdata og boretilstanden. Det vil fremgå at hendelser ellers kan bestemmes eller passende gjenkjennes og at boringen ellers kan overvåkes på passende måte uten at oppfinnelsens omfang fravikes.
På fig. 3 begynner fremgangsmåten ved trinn 100 etter å ha mottatt rapporterte data av overvåkningssystemet 80, mens riggen er i drift. Dataene kan være fra løftesystemet 72, borefluidsystemet 74, dreiesystemet 76, borer/operatørsystemet 78 og/eller fra andre følere eller systemer av boreriggen 10. Noen av dataene kan utgjøre parametere som er anvendelige i sin nåværende form eller sitt nåværende format. I andre tilfeller blir tilstandsindikatorer eller andre parametere beregnet fra de rapporterte data ved trinn 102.
Ved trinn 104 blir parametrene validert og filtrert. Valideringen kan utføres ved å sammenligne parametrene med forutbestemte, eller dynamisk bestemte grenser og parametrene blir brukt hvis de er innenfor disse grensene. Filtrering kan oppstå når bruk av filtrerte algoritmer, f.eks. Butterworth, Chebyshev type I, Chebyshev type II, Elliptic, Equiripple, minste kvadrat, Bartlett, Blackman, Boxcar, Chebyshev, Hamming, Hann, Kaiser, FFT, Savitzky Golay, Detrend, Cumsum eller andre egnede datafiltrerings-algoritmer.
Ved beslutningstrinnet 106, vil nummergrenen av beslutningstrinnet 106 for eventuell datasviktvalidering, føre til trinn 108. Ved trinn 108 blir ugyldige data flagget og registrert i flaggloggen. Etter flagging fører trinnet 108 tilbake til trinn 100. Avgjørelser basert på signaler som blir mottatt for ugyldige data, kan utelates under den tilsvarende syklus. Alternativt kan en tidligere verdi av signalet brukes, eller en verdi basert på en trend av signalet, kan brukes.
I beslutningstrinn 106, fører Ja-grenen til trinn 110 for parametere som blir validert. Ved trinn 110 kan validerte og filtrerte operasjonsparametere brukes for å bestemme tilstanden til boreoperasjonene av rigg 10. Boretilstanden bestemt ved trinn 110 og datatrendene kan registreres i databasen 96 ved trinn 112. Ved trinn 114 blir boretilstandsinformasjon og operasjonsparametere brukt for å gjenkjenne borehendelser, som beskrevet ovenfor.
Ved beslutningstrinn 116, og hvis riggen 10 er i drift, returnerer Ja-grenen til trinn 100 og fortsetter fremgangsmåten så lenge riggen er i drift. Hvis riggen 10 blir deaktivert eller på annen måte ikke er i drift, fører Nei-grenen av beslutningstrinnet 116 til slutten av prosessen. Prosessen kan brukes en gang eller flere ganger i sekundet, eller ved andre passende intervaller. På denne måte kan kontinuerlig og sann tids overvåkning av boreoperasjonene tilveiebringes.
Fig. 4 viser en fremgangsmåte for å bestemme tilstanden av boreoperasjonene for boreriggen 10 ifølge en utførelse av oppfinnelsen. I denne utførelse kan boretilstandene av boreriggen 10 omfatte og/eller deles i tre generelle kategorier: (1) boring; (2) prøving/kondisjonering; og (3) tripping/rømming. Boretilstanden eller tilstandene omfatter slike hvor riggen 10 er i drift så lenge boringen gjennom jorden, eller forsøket på å gjøre dette ved dreining av borkronen 40, pågår. Boringen kan omfatte jetting, eller vasking helt eller delvis samt en operasjonsoperabel for å bore gjennom jorden og/eller fjerne jord fra et boringshull. Jetting kan bruke hovedsakelig hydraulikkraft for stenknusing. Således kan boringen omfatte hammer/slag- og laserboring. Det vil fremgå at en mislykket boring kan være en separat tilstand. Prøvingen, kondisjoneringen er operasjoner (utenom tripping eller rømming) som brukes for å sjekke eller teste enkelte aspekter ved utstyrets ytelse, utskiftede borkroner, ledning eller annet utstyr, bytte til et annet boreslam, kondisjonering av en bestemt del av boreringsringrommet eller lignende operasjoner. Tripping/rømming er operasjoner som omfatter borkronens vandring opp eller ned gjennom det allerede borede hull.
I utførelsen vist på fig. 4 brukes fire typer tilstandsindikatorer av boretilstandsdetektoren 84 for å bestemme tilstanden av boreoperasjonene; (1) om riggen "lager hull" (vesentlig ved å øke den totale lengde av borehullet), (2) om borkronen er vesentlig på bunnen, (3) om borkronens posisjon er vesentlig konstant og (4) om det er tilstrekkelig sirkulasjon av borefluid.
På fig. 4 begynner fremgangsmåten ved trinn 132, hvor parameterkalkulatoren 81, boretilstandsdetektoren 84 eller annen logikk bestemmer om boreriggen 10 lager hull. Dette kan utføres ved å bestemme om den målte dybde av hullet er økende. Hvis hullet blir laget, vil Ja-grenen av beslutningstrinnet 137 føre til trinn 134. Ved trinn 134 bestemmer boretilstandsdetektoren 84 at boreoperasjonene oppstår.
Ved beslutningstrinn 132, og hvis hullet ikke lages, fører Nei-grenen til beslutningstrinnet 136. Ved trinn 136 bestemmer detektoren 84 om borkronen er i bunnen av borehullet 32.1 en utførelse er borkronen i bunnen av borehullet hvis den målte dybden er lik borkroneposisjonen.
Hvis borkronen er på bunnen fører Ja-grenen av beslutningstrinnet 136 til beslutningstrinnet 142 hvor detektoren 84 bestemmer om borefluidet sirkulerer gjennom borestrengen 30, ut av borkronen 40 og gjennom resten av fluidsystemet. Parametere brukt for å foreta denne avgjørelse kan omfatte standrørtrykk (SPP), slag per minutt (SPM) av slampumpen, totale antall slag, innstrømningsrate, utstrømningsrate, tripptank-niåv, slamgrøftnivå eller andre egnede hydraulikkparametere. En nedre grense av disse parametrene kan velges for å foreta bestemmelsen; f.eks. har erfaring vist at en SPP større enn 1,38 Bar er en indikasjon på at borefluidet vesentlig sirkulerer innenfor hydraulikk-systemet.
Hvis sirkulasjonen oppstår ved beslutningstrinn 142, konkluderer detektoren 84 med at boreoperasjonene er i gang, og antyder at relativt sterkt fjell i bunnen av boringen fører til en situasjon hvor boreoperasjonene er i gang, men at lite eller ikke noe hull blir laget. Følgelig fører Ja-grenen av beslutningstrinnet 142 til trinn 134.
Ved beslutningstrinn 142, og hvis det ikke er noen sirkulasjon, konkluderer fremgangsmåten ved trinn 144, at boretilstanden av riggen 10 gjennomgår prøve/kondisjoneringsoperasjoner.
Hvis borkronen i trinn 136 ikke er på bunnen vil No (nei)-grenen føre til beslutningstrinn 138 hvor det blir bestemt om borkroneposisjonen i hullet er konstant, dvs. om posisjonen av borkronen i forhold til slutten av boringen holder seg konstant. Hvis borkroneposisjonen er konstant vil Yes (ja)-grenen føre til trinn 144, hvor det blir bestemt, som tidligere beskrevet, at boretilstanden av riggen 10 gjennomgår prøving/kondisjonering. Hvis borkroneposisjonen ved beslutningstrinn 138 ikke er konstant, vil No (nei)-grenen føre til trinn 140. Ved trinn 140 blir boretilstanden bestemt til å være tripping og/eller rømming.
Etter at boretilstanden av riggen blir bestemt, basert på trinn 134, 144 eller 140, vil fremgangsmåten føre til beslutnmgstrinn 146, hvor det blir bestemt om operasjonene skal fortsette. Hvis operasjonene skal fortsette returnerer Yes (ja)-grenen til beslutningstrinn 132 hvor boretilstanden av riggen fortsetter å bli bestemt så lenge operasjonene fortsetter. Hvis operasjonene nærmer seg slutten, vil No (nei)-grenen av beslutningstrinn 146 føre til slutten av fremgangsmåten, hvor boretilstanden blir bestemt å være repeterende og/eller vesentlig kontinuerlig og i sann tid og/eller nær sann tid.
Det vil fremgå at andre, flere eller et delsett av disse tilstandene kan brukes for boreoperasjonene. F.eks. kan tilstandene i en annen utførelse omfatte en borings/rømmingstilstand som indikerer at formasjonen eller annet materiale blir fjernet fra et borehull, en trippingstilstand som indikerer tripping inn eller ut av hullet, en prøve/kondisjoneringstilstand som indikerer slike operasjoner og en tilkoplings/vedlikeholdstilstand som indikerer avbrytelse av en prosess. I en annen utførelse, som beskrevet i forbindelse med fig. 5, kan tilstandsdetektoren 84 ha en høy oppløsning eller en granularitet med fem, ti, femten eller flere tilstander. Som tidligere beskrevet blir oppløsningen og følgelig antallet og type tilstander fortrinnsvis valgt for å støtte kontrollevaluering, beslutningstaking og/eller tilveiebringe prosessevaluering. Prosessevalueringen kan være evaluering av parametere, informasjon og andre data i sammenheng med styring og beslutningstaking. F.eks. kan prosessevaluering tilveiebringe indikasjoner og advarsler om farlige hendelser. Data- og/eller tilstandsrapportering for arkivering kan også tilveiebringes.
Fig. 5A-B viser en fremgangsmåte for å bestemme boringstilstanden av boreriggen 10 ifølge en annen utførelse av oppfinnelsen. I denne utførelse økes granulariteten av boretilstandene for å støtte forbedret overvåkning, rapportering, logging og hendelsesgjenkjennelse. Især blir boreoperasjonstilstanden, prøvings/kondisjoneringstilstanden og tripping/rømmingsoperasjonstilstandene delt opp i flere tilstander.
I en utførelse blir boretilstanden delt opp i dreieboringstilstander (kalt "boring" på fig. 5) og glidende tilstand. Dreieboring oppstår når dreiningen av borkronen 40 minst delvis forårsakes av dreining av borestrengen 30 som i sin tur forårsakes av dreining av dreibordet 56, eller en annen innretning. Ved glidning, blir borkronedreiningen forårsaket av bruk av en borkronemotor nede i brønnen, eller en turbin i stedet for å dreie borestrengen 30. I en utførelse kan den dreiende boring omfatte skyving og vasking og skyvingen kan omfatte vasking.
Likeledes blir prøving/kondisjonering delt opp i slipptilstander, en slipp- og kuttledningstilstand, en strømningssjekk på bunntilstanden, en borehullskondisjonerings-tilstand, en sirkulering fra bunnen-til stand, en parametersjekktilstand og en strømningssjekk fra bunnen-tilstanden.
Hvis "i slipp" oppstår når strengen 30 settes i slipp og strengvekten er av kroken 24. Denne tilstanden oppstår typisk under tilkoplinger og når riggen er i hviletilstand. Slipp- og kuttlinje oppstår når strengen settes i slipp og taljesammenstillingen fjernes f.eks. for å skifte ut en slitt boreledning. Strømningssjekk på bunnen oppstår når borefluidet 46 ikke sirkulerer og borkroneposisjonen er på bunnen og statisk. Borehullskondisjonering oppstår når borefluidet 46 sirkulerer og borkroneposisjonen er statisk og vekk fra bunnen, og strengen 30 dreier. Borehullskondisjonering en oppstår typisk når brønnhullet 32 kondisjoneres ved å rense borekaks eller annen hindring i borerøret/boring-hull-vegg-ringrommet. Sirkulering vekk fra bunnen oppstår når borkronen 40 er vekk fra bunnen og strengen 30 ikke dreier, og borefluidet 46 sirkulerer. Sirkulering vekk fra bunnen oppstår typisk når slam blir skiftet, "fluidpiller" blir plassert, eller hvis brønnen blir renset ut. Parametersjekk oppstår når strengen 30 er vekk fra bunnen og dreier og borefluidet 46 ikke sirkulerer. Kroklast kan måles under parametersjekke for å brukes for moment- og slepsimuleringer. Strømningssjekk vekk fra bunnen oppstår når borefluidet 46 ikke sirkulerer og borkroneposisjonen er statisk og vekk fra bunnen. Strømningssjekk vekk fra bunnen oppstår typisk under en sjekk for å bestemme om brønnen strømmer (henter formasjonsfluid) eller taper (borefluid strømmer inn i formasjonen).
Tripping/rømmingsoperasjoner kan deles opp i en tripping i hull (TIH)-tilstand, en tripping ut av hull (TOH)-tilstand, en rømming i en TIH-tilstand, en rømming i en TOH-tilstand, en arbeidsrørtilstand, en vasking i en TIH-tilstand og en vasking i en TOH-tilstand.
Tripping i hull (TIH) oppstår under gjeninnføring i et hull etter å ha blitt trukket tilbake til overflaten. Alene beskriver uttrykket TIH uten dreininger og sirkulasjon. Tripping ut av hull (TOH) oppstår når borkronen trekkes av bunnen i en kort eller rund tripp til overflaten. Alene beskriver TOH uten dreining og sirkulasjon. Rømming oppstår når borkronen blir flyttet inn i hullet, borefluidet sirkulerer og strengen dreier. Rømming under TIH brukes typisk for å rense borkaks eller andre hindringer. Rømming under TOH ("tilbakerømming") brukes med dedisert tilbakerømmingsverktøy for å rense sedimenterte borkaks eller hindringer. Arbeidsrør (under TIH eller TOH) oppstår når borkronen flyttes inn i hullet, strengen dreies, men hvor det ikke sirkulerer borefluid. Arbeidsrøret brukes typisk for å styre stabilisatorer eller for å flytte borkronen forbi hindringer eller gjøre bevegelsen av borestrengen lettere i horisontale seksjoner. Vasking (TIH eller TOH) oppstår når borkronen flyttes inn i hullet, strengen ikke dreier og borefluidet sirkulerer. Vasking under TIH brukes typisk for å vaske ut borkaks før borkronen hviler på bunnen for boring.
På fig. 5 begynner fremgangsmåten ved trinn 152 hvor det blir bestemt, som i utførelsen beskrevet i forbindelse med fig. 4, om riggen utfører et hull. Spesifikt kan trinn 152 foreta denne avgjørelse ved å bestemme om den målte dybde øker eller ikke. Hvis den målte dybde øker, vil fremgangsmåten deretter bestemme ved trinn 172 om omdreiningshastigheten av dreiebordet er større eller lik 1. Hvis omdreiningshastigheten av dreiebordet er større eller lik 1, blir det bestemt ved trinn 194 at dreiebordets boring finner sted. Hvis omdreiningshastigheten er mindre enn lved beslutningstrinnet 172, blir det bestemt at riggen glir.
Ved beslutningstrinn 152, og hvis den målte dybde ikke øker, blir det deretter bestemt ved beslutnmgstrinn 154 om borekroneposisjonen er lik den målte dybde. Hvis borekroneposisjonen er lik den målte dybde, blir det bestemt ved trinn 164 om det er sirkulasjon. I den viste utførelse brukes parameteren for standrørtrykk for å bestemme sirkulasjonsparameteren, slik at hvis standrørtrykket er større eller lik 0,69 (Bar), og deretter blir det avgjort at borefluidet sirkulerer.
Ved beslutningstrinn 174 blir det bestemt om omdreiningshastigheten av dreiebordet er større eller lik 1, eller ikke. Hvis omdreiningshastigheten er større eller lik 1, avgjøres det at riggen (dreiebordet) borer, og hvis omdreiningshastigheten ikke er større eller lik 1, bestemmes det at riggen glir i samsvar med trinn 198 og 200.1 trinn 164, og hvis standrørtrykket er mindre enn 1,38 Bar, blir boreadferden bestemt ved trinn 212 og være flytsjekk på bunn. I trinn 154, og hvis borkroneposisjonen ikke er lik den målte dybde, blir det bestemt ved trinn 156 om borkroneposisjonen er konstant, eller ikke. Hvis borkroneposisjonen er konstant ved trinn 160, blir det deretter bestemt om krokbelastningen er større enn borkronevekten. Hvis kroklasten er større enn borkronevekten ved trinn 166, blir det bestemt om standrørtrykket er større eller lik 1,38 Bar, eller ikke. Hvis standrørtrykket er større eller lik 1,38 Bar, blir det deretter bestemt ved trinn 176 om omdreiningshastigheten er større eller lik 1, eller ikke. Hvis omdreiningshastigheten er større eller lik 1, blir boringsadferden bestemt å være bunnhullkondisjonering ved trinn 204. Hvis omdreiningshastigheten ikke er større eller lik 1, blir det deretter, ved trinn 206, bestemt at status er sirkulering vekk fra bunnen.
I trinn 166, og hvis standrøret er mindre enn 1,38 Bar, blir det deretter, ved trinn 178, bestemt om omdreiningshastigheten er større eller lik 1, eller ikke. Hvis omdreiningshastigheten er større eller lik 1 ved trinn 208, blir boreadferden bestemt å være parametersjekk. Hvis omdreiningshastigheten ikke er større eller lik 1, blir boreadferden bestemt i trinn 210 å være flytsjekk vekk fra bunnen.
Ved beslutningstrinn 160, og hvis kroklasten ikke er større enn borkronevekten, blir det deretter bestemt ved trinn 162 om kroklasten er lik borkronevekten. Kroklasten kan være borkronevekten hvis den er lik eller vesentlig lik borkronevekten, eller innenfor en spesifikk avvikelse av borkronevekten. Hvis kroklasten er lik borkronevekten, blir boreadferden bestemt å være i slipp ved trinn 190. Hvis kroklasten ikke er lik borkronevekten ved trinn 192, blir boreadferden bestemt å være i slipp med ledningskutt over slipp.
Ved beslutningstrinn 156, og hvis borkroneposisjonen ikke er konstant, blir det deretter bestemt ved beslutningstrinn 158 om borkroneposisjonen er økende. Hvis borkroneposisjonen er økende blir det deretter ved trinn 168 bestemt om omdreiningshastigheten er større eller lik 1. Hvis omdreiningshastigheten er større eller lik 1 ved trinn 180, blir det bestemt om standrørtrykket er større eller lik 1,38 Bar. Hvis standrørtrykket er større eller lik 1,38 Bar, blir boreadferden bestemt å være rømming under tripping i hull ved trinn 212. Hvis standrørtrykket er mindre enn 1,38 Bar, blir status ved trinn 214 avgjort å være arbeidende rør under tripping i hull. Hvis omdreiningshastigheten er mindre enn 1 ved beslutningstrinn 168, blir det deretter bestemt ved trinn 182 om standrørtrykket er større eller lik 1,38 Bar. Hvis standrørtrykket er større eller lik 1,38 Bar, blir tilstanden bestemt å være vasking under tripping i hull ved trinn 216. Hvis standrørtrykket er mindre enn 1,38 Bar, blir tilstanden å være tripping i hull ved trinn 218.
I beslutningstrinn 158, og hvis borkroneposisjonen ikke er økende, blir det deretter bestemt ved trinn 170 om omdreiningshastigheten er større eller lik 1. Hvis omdreiningshastigheten er større eller lik 1 ved trinn 184, blir det bestemt om standrør-trykket er større eller lik 1,38 Bar. Hvis standrørtrykket er større eller lik 1,38 Bar ved trinn 220, blir status bestemt å være tilbakerømming. Hvis standrørtrykket er mindre enn 1,38 Bar ved trinn 222, blir status bestemt å være arbeidende rør under tripping ut av hull.
Ved beslutningstrinn 170, og hvis omdreiningshastigheten ikke er større eller lik 1, ved trinn 168, og hvis standrørtrykket er større eller lik 1,38 Bar, blir boreadferden ved trinn 224 bestemt å være vasking under tripping ut av hull. Hvis standrørtrykket er mindre enn 1,38 Bar ved trinn 186, blir boreadferden ved trinn 226 bestemt å være tripping ut av hull. Etter at boreadferden har blitt bestemt, blir det deretter bestemt ved trinn 228 om operasjonene skal fortsette eller ikke. Hvis operasjonen fortsetter, vil parametere fortsette å bli lagt inn i systemet og beslutningsmetoden fortsetter. Hvis operasjonene ikke fortsetter har fremgangsmåten nådd slutten.
Fig. 6 viser tilstandene av en brønnoperasjon i samsvar med en annen utførelse av oppfinnelsen. I denne utførelse kan tilstanden av boringen eller en annen brønnoperasjon omfatte hierarkiske tilstander med foreldre/barn-tilstander. F.eks. kan en boring- eller annen brønnoperasjon 250 ha en produktiv tilstand 252 og en ikke-produktiv tilstand 254. For boreoperasj oner kan den produktive tilstand 252 omfatte prosesser hvor hullet blir laget, borkronen forflytter seg eller blir drevet for forflytning. I en bestemt utførelse kan den produktive tilstand omfatte og/eller ha boring 260, glidning 262 og/eller gjetting 264, eller en kombinasjon av tilstandene som beskrevet i forbindelse med fig. 5. I enkelte boreutførelser kan rømming være omfattet i produksjonstilstanden. I andre brønn-operasjoner kan den produktive tilstand være tilstanden som er viktigst i brønn-operasjonen.
Den ikke-produktive tilstand 254 kan omfatte støtting eller andre prosesser som planlegges, ikke-planlegges, er nødvendig eller som hjelper til produksjonstilstandene. Den ikke-produktive tilstand kan omfatte og/eller ha en planlagt tilstand 270 og en ikke-tilstand 272. For boringsoperasjoner kan den ikke-planlagte tilstand 272 omfatte og/eller ha en kondisjoneringstilstand 280 og en prøvetilstand 282. Den planlagte tilstand kan omfatte og/eller ha en trippingstilstand 290 samt en tilkoplingstilstand 292 og en vedlikeholdstilstand 294. Vedlikehold kan omfatte rigg- og hullvedlikehold. Det vil fremgå at enkelte operasjoner, f.eks. tripping kan ha aspekter både i planlagte og ikke-planlagte tilstander. Tilstandene kan bestemmes basert på tilstandsindikatorer og data som tidligere beskrevet i forbindelse med foreldre/barn tilstandene som bestemmes og brukes for prosessevaluering. Foreldretilstandene kan bestemmes basert på tidligere omtalte tilstandsindikatorer av de omfattende, eller underliggende barntilstandene, et delsett av indikatorer eller på annen måte. Således kan f.eks. boreoperasj onen 250 ha den produktive tilstand 252, hvis den målte hulldybde er økende, eller hvis borkroneposisjonen er lik den målte hulldybde og standrørtrykket er større eller lik 1,38 Bar. Vedlikehold kan f.eks. omfatte hullvedlikehold, f.eks. rømming og/eller riggvedlikehold, f.eks. slipp og kutt-ledning.
Selv om oppfinnelsen er beskrevet under henvisning til boreriggen 10 og tilsvarende tilstander av boreoperasjonene, kan oppfinnelsen brukes for å bestemme en eller flere tilstander tilknyttet andre passende petroleums- og geosystemoperasjoner for en brønn. Slike brønnoperasjoner kan omfatte vedlikeholdsprosedyrer, brønn-kompletteringer, naturgassoperasjoner, brønntesting, sementering, brønnovergivelse, brønnstimulering, syrebehandling, trykkinjiseringsjobber, wireledningsoperasjoner og vann/fluid-behandling.
F.eks. omfatter slamfluidsirkulasjonssystemer generelt en rekke trinn som kan identifiseres ved å bruke mekaniske og hydrauliske data som tilbakemelding fra det tilhørende system. Slamfluidsirkulasjonssystemer brukes generelt for å vedlikeholde hydrostatisk trykk for brannkontroll, transport av borekaks til overflaten og kjøling og/eller smøring av borkronen under boring. Slam eller vann brukt for å vedlikeholde borefluidet kan kreve behandling for å fjerne oppløst kalsium og/eller magnesium. Sodaaske kan tilsettes for å danne en utfelling av kalsiumkarbonat. Kaustisk soda (NaOH) kan også tilsettes for å danne magnesiumhydroksid. Følgelig kan fluidegenskaper, (f.eks. trykk- og fluidstrømningsrate) og kjemisk baserte parametere passende overvåkes i samsvar med oppfinnelsen for å bestemme en eller flere av de identifiserte tilstander eller andre operasjonstil stander.
I tillegg representerer produksjonsbehandlinger og aktiviteter, (f.eks. fraksjonering, syrebehandling og andre brønnstimulerende teknikker) et annet eksempel på petroleumsoperasjoner som faller innenfor oppfinnelsens omfang. Produksjons-operasjoner kan omfatte alle operasjoner som innebærer føring av brønnfluider (eller naturgass) til overflaten og kan videre omfatte behandling av fluider for transport til et passende raffineringsanlegg eller et neste behandlingssted og brønnbehandlingsprosedyrer for å optimalisere produksjonen. Det første trinn i produksjonen er å starte brønn-fluidstrømmen til overflaten (generelt kalt "brønnkompletteringer"). Brønnservice og forbedring består av utførelse av rutinevedlikeholdsoperasjoner (f.eks. utskiftning av slitt eller feilaktig utstyr) og utføre omfattende reparasjoner. Brønnservice og utbedring er et mellomliggende trinn og er nødvendig for å opprettholde strømmen av olje eller gass. Fluid kan så separeres i enkeltkomponenter av olje, gass og vann og deretter lagres og behandles (for rensning) før transport til et raffineri. Brønnforbedringer kan i tillegg innebære rekomplettering i en annen utvinningssone ved å gjøre brønnen dypere eller ved å plugge tilbake. I samsvar med oppfinnelsen kan slike operasjoner overvåkes, slik at det blir tilveiebrakt tilbakemelding for å bestemme en eller flere av de identifiserte tilstander eller andre tilstander av den tilsvarende operasjon.
I tillegg kan brønn- eller avfallsbehandlinger også representere et eksempel på petroleumsoperasjoner som omfatter forskjellige trinn som kan identifiseres ved bruk av oppfinnelsen. Brønn- eller avfallsbehandlinger innebærer generelt bruk av elementer som: parafin, avfallsolje, olje- og produserte vannforurensede jordmasser. I brønn- eller avfallsbehandlinger kan rensning og raffinering tilveiebringe egnet tilbakemelding av mekaniske data for å velge en tilsvarende tilstand. Slike tilstander kan f.eks. omfatte oppsamling, forhåndsbehandling, behandling, avsetning, nøytralisering og utpumping.
Således kan overvåkningssystemet ifølge oppfinnelsen brukes i forbindelse med et passende system, arkitektur, operasjon, prosess eller aktivitet tilknyttet petroleums-eller geosystemoperasjoner av en brønn og som er i stand til å tilveiebringe et element av tilbakemeldingsdata, slik at et trinn tilknyttet operasjonen kan oppdages, diagnostiseres eller identifiseres. I disse operasjonene kan boreriggen 10 være utenfor stedet. I disse utførelsene, f.eks. i forbindelse med frac behandlingsjobber og stimulering, kan følerdata hentes via en wireledning og/eller slampulser fra utstyr nede i brønnen og/eller direkte fra overflateutstyr og systemer.
I ikke-boreoperasjoner kan passende referansepunkt spores. For pumpeoperasjoner kan f.eks. rene volumetriske data spores og brukes for å bestemme operasjonstilstanden. I alle disse utførelser kan overvåkningssystemet omfatte et følingssystem for å avføle, raffinere, manipulere og/eller behandle data og rapportere dataene til en overvåkningsmodul. De avfølte data kan så valideres og parametere beregnes som tidligere beskrevet i forbindelse med overvåkningsmodulen 80. De resulterende statusindikatorer kan mates til en statusbestemmelsesmodul for å bestemme operasjonens gjeldende tilstand. Statusen er den generelle konklusjon om status ved et gitt tidspunkt, basert på viktige målbare elementer av operasjonen. For frac operasjoner kan f.eks. tilstandene omfatte tilstander om høyt og lavt trykk, tilstander om fluid og slampumping, propptilstander og tilbakevasking/rensningstilstander. For syrejobber kan tilstandene omfatte tilstander om strømning og trykk, pumpetilstander, pH-tilstander og tidsbaserte tilstander. Brønnkompletteringsoperasjoner kan omfatte prøving, pumping, sementering, og perforering. For hver av disse og andre brønnoperasjoner kan følersystemet omfatte fluidsystemer, operatørsystemer, pumpesystemer, brønnsystemer, overflatesystemer, systemer for kjemisk analyse og andre systemer som kan måle og tilveiebringe data om brønnoperasjonen.
Som tidligere beskrevet kan tilstandsbestemmelsesmodulen lagre flere mulige og/eller forhåndsdefinerte tilstander for operasjonen. I denne utførelse kan operasjonstilstandene velges fra det definerte sett av tilstander, basert på tilstandsindikatorer. Hendelser for operasjonen kan gjenkjennes og flagges som tidligere beskrevet.
Selv om oppfinnelsen har blitt beskrevet i forbindelse med flere utførelser, kan forskjellige endringer og modifikasjoner foreslås for en fagmann. Det er derfor ment at oppfinnelsen skal omfatte slike endringer og modifikasjoner som faller innenfor omfanget av de vedføyde krav.
Claims (36)
1. En automatisert fremgangsmåte for bestemmelse av tilstanden til en brønnoperasjon, som omfatter: å lagre flere tilstander for en brønnoperasjon; å motta mekaniske og hydrauliske data som er rapportert for brønnoperasjonen fra en flerhet av systemer;karakterisert ved; å identifisere en trend i den mekaniske og hydrauliske data; å bestemme hvorvidt dataene er ugyldige, ved å sammenligne data til minst én grense, der den i det minste ene grense indikerer en terskel ved hvilke dataene ikke nøyaktig representerer den mekaniske eller den hydrauliske tilstanden tilsynelatende representert av dataene; å erstatte ugyldige data med erstatningsdata som har enhver tidligere verdi av dataene eller en verdi basert på utviklingen i data; og automatisk å bestemme én av tilstandene som tilstanden av brønnoperasjonen som respons på gyldige data og erstatningsdata.
2. Et automatisert system (68) for å bestemme tilstanden av en brønnoperasjon som omfatter: midler (96) for å lagre flere tilstander for en brønnoperasjon, midler for å motta mekaniske og hydrauliske data forbundet med brønnoperasj onen;karakterisert vedmidler for å identifisere en trend i de mekaniske og hydrauliske data; midler (82) for å bestemme om de mottatte mekaniske og hydrauliske data er ugyldig ved å sammenligne data til minst én grense, der den minst ene grense indikerer en terskel der dataene ikke nøyaktig representerer mekaniske eller hydrauliske tilstander tilsynelatende representert av dataene; midler for å erstatte ugyldige data med erstattede data som har enhver tidligere verdi av dataene eller en verdi basert på trenden i dataene; midler (84) for automatisk å bestemme en av tilstandene som tilstanden til brønnoperasjonen i respons på gyldige data og erstattede data. 5
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller system ifølge krav 2,karakterisert vedat brønnoperasjon omfatter en boreoperasjon.
4. Fremgangsmåte eller system ifølge krav 3,karakterisert vedat minst én av de flere tilstander omfatter en boretilstand.
5. Fremgangsmåte eller system ifølge krav 4,karakterisert vedat boretilstanden omfatter rotasjonsboring.
6. Fremgangsmåte eller system ifølge krav 3,karakterisert vedat boretilstanden omfatter glidning
7. Fremgangsmåte eller system ifølge krav 3,karakterisert vedat flerheten av tilstander omfatter en testtilstand.
8. Fremgangsmåte eller system ifølge krav 7,karakterisert vedat testtilstanden omfatter en flytsjekk på bunnen.
9. Fremgangsmåte eller system ifølge krav 7,karakterisert vedat testtilstanden omfatter en flytsjekk av bunnen.
10. Fremgangsmåte eller system ifølge krav 7,karakterisert vedat testtilstanden omfatter en parametersjekk.
11. Fremgangsmåte eller et system ifølge krav 3,karakterisert vedat minst en av flerheten av tilstander omfatter en kondisjoneringstilstand.
12. Fremgangsmåte eller system ifølge krav 11,karakterisert vedat kondisjoneringstilstanden omfatter kondisjonering av bunnen av borehullet.
13. Fremgangsmåte eller system ifølge krav 11,karakterisert vedat kondisjoneringstilstanden omfatter å sirkulere over bunnen.
14. Fremgangsmåte eller system ifølge krav 3,karakterisert vedat minst én av flerheten av tilstander omfatter en trippingstilstand.
15. Fremgangsmåte eller system ifølge krav 14,karakterisert vedat trippingstilstanden omfatter tripping i hullet.
16. Fremgangsmåte eller system ifølge krav 14,karakterisert vedat trippingstilstanden omfatter utvidelse under tripping i hull.
17. Fremgangsmåte eller et system ifølge krav 14,karakterisert vedat trippingstilstanden omfatter arbeider røret under tripping i hull.
18. Fremgangsmåte eller et system ifølge krav 14,karakterisert vedat trippingstilstanden omfatter vask under tripping i hull.
19. Fremgangsmåte eller et system ifølge krav 14,karakterisert vedat trippingstilstanden omfatter tilbaketrekning under tripping ut av hull
20. Fremgangsmåte eller system ifølge krav 14,karakterisert vedat trippingstilstanden omfatter et arbeidende rør under tripping ut av hull.
21. Fremgangsmåte eller et system ifølge krav 14,karakterisert vedat trippingstilstanden omfatter vask under tripping ut av hull.
22. Fremgangsmåte eller et system ifølge krav 3,karakterisert vedat flerheten av tilstander omfatter minst en boretilstand, en testtilstand, og en trippingstilstand.
23. Fremgangsmåte ifølge krav 3, viderekarakterisert vedå omfatte: å bestemme, basert på de mekaniske data, hvorvidt hullet lages; og
der automatisk å bestemme én av tilstandene omfatter å bestemme tilstanden til boreoperasj onen basert på om riggen lager hull.
24. Fremgangsmåte ifølge krav 3, viderekarakterisert vedå omfatte: å bestemme, basert på de mekaniske data, om en borkrone er på bunnen; og
der automatisk å bestemme én av tilstandene som tilstanden til brønnoperasjonen omfatter å bestemme tilstanden til boreoperasj onen basert på hvorvidt borkronen er på bunnen.
25. Fremgangsmåte ifølge krav 3, viderekarakterisert vedå omfatte: å bestemme, basert på de hydrauliske data, hvorvidt et borefluid sirkulerer; og der automatisk å bestemme én av tilstandene som tilstanden til brønnoperasjonen omfatter å bestemme tilstanden til boreoperasj onen basert på hvorvidt borefluidet sirkulerer.
26. Fremgangsmåte ifølge krav 3, viderekarakterisert vedå omfatte: å bestemme, basert på de mekaniske data, hvorvidt en borkrones posisjon er konstant; og
der automatisk å bestemme én av tilstandene som tilstanden brønnoperasjonen omfatter å bestemme tilstanden til boreoperasj onen basert på hvorvidt borkronens posisjon er konstant.
27. Fremgangsmåte ifølge krav 3, viderekarakterisert vedå omfatte å indikere tilstanden til boreoperasjonen.
28. Fremgangsmåte ifølge krav 3, viderekarakterisert vedå omfatte å gjenkjenne en borehendelse basert på tilstanden til boreoperasjonen og data rapportert for boreoperasjonen.
29. Fremgangsmåte eller system ifølge krav 3,karakterisert vedat minst én av flerheten av tilstander omfatter en glidende tilstand
30. Fremgangsmåte eller system ifølge krav 3,karakterisert vedat minst én av flerheten av tilstander omfatter en gli og kutt ledning -tilstand.
31. System (68) ifølge krav 3, viderekarakterisert vedå omfatte: midler (81) for å bestemme hvorvidt hullet lages på grunnlag av de mekaniske data; og midler (84) for å bestemme tilstanden av boreoperasjonen basert på om riggen lager hull.
32. Systemet (68) ifølge krav 3, viderekarakterisert vedå omfatte: midler (81) for å bestemme hvorvidt en borkrone er på bunn basert på de mekaniske data; og midler (84) for å bestemme tilstanden av boreoperasjonen basert på hvorvidt borkronen er på bunnen.
33. System (68) ifølge krav 3, viderekarakterisert vedå omfatte: midler (81) for å bestemme hvorvidt et borefluid sirkulerer basert på de hydrauliske data; og midler (84) for å bestemme tilstanden til boreoperasjonen basert på hvorvidt borefluidet sirkulerer.
34. System (68) ifølge krav 3, viderekarakterisert vedå omfatte: midler (81) for å bestemme hvorvidt en borkroneposisjon er konstant, basert på de mekaniske data; og midler (84) for å bestemme tilstanden til boreoperasjon basert på hvorvidt borkroneposisjonen er konstant.
35. Systemet (68) ifølge krav 3, viderekarakterisert vedå omfatte midler (86) for å indikere tilstanden til boreoperasjonen.
36. Systemet (68) ifølge krav 3 viderekarakterisert vedå omfatte midler (86) for å gjenkjenne en borehendelse basert på tilstanden av boreoperasjonen og data rapportert for boreoperasj onen.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10/153,845 US6892812B2 (en) | 2002-05-21 | 2002-05-21 | Automated method and system for determining the state of well operations and performing process evaluation |
PCT/US2003/015525 WO2003100216A1 (en) | 2002-05-21 | 2003-05-15 | Automated method and system for determining the stae of well operations |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20045553L NO20045553L (no) | 2005-02-17 |
NO337219B1 true NO337219B1 (no) | 2016-02-15 |
Family
ID=29548729
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20045553A NO337219B1 (no) | 2002-05-21 | 2004-12-20 | Automatisert fremgangsmåte og system for å bestemme tilstanden til brønnoperasjoner |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6892812B2 (no) |
EP (1) | EP1507955B1 (no) |
AU (1) | AU2003230420A1 (no) |
DE (1) | DE60315829T2 (no) |
NO (1) | NO337219B1 (no) |
WO (1) | WO2003100216A1 (no) |
Families Citing this family (166)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7529742B1 (en) * | 2001-07-30 | 2009-05-05 | Ods-Petrodata, Inc. | Computer implemented system for managing and processing supply |
US7278540B2 (en) * | 2004-04-29 | 2007-10-09 | Varco I/P, Inc. | Adjustable basket vibratory separator |
US20050242003A1 (en) | 2004-04-29 | 2005-11-03 | Eric Scott | Automatic vibratory separator |
US7331469B2 (en) * | 2004-04-29 | 2008-02-19 | Varco I/P, Inc. | Vibratory separator with automatically adjustable beach |
GB0216647D0 (en) * | 2002-07-17 | 2002-08-28 | Schlumberger Holdings | System and method for obtaining and analyzing well data |
US7571817B2 (en) * | 2002-11-06 | 2009-08-11 | Varco I/P, Inc. | Automatic separator or shaker with electromagnetic vibrator apparatus |
US20060113220A1 (en) * | 2002-11-06 | 2006-06-01 | Eric Scott | Upflow or downflow separator or shaker with piezoelectric or electromagnetic vibrator |
US8312995B2 (en) * | 2002-11-06 | 2012-11-20 | National Oilwell Varco, L.P. | Magnetic vibratory screen clamping |
GB2396697A (en) * | 2002-12-27 | 2004-06-30 | Schlumberger Holdings | Depth correction of drillstring measurements |
US7128167B2 (en) * | 2002-12-27 | 2006-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for rig state detection |
US6868920B2 (en) * | 2002-12-31 | 2005-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for averting or mitigating undesirable drilling events |
US7100708B2 (en) | 2003-12-23 | 2006-09-05 | Varco I/P, Inc. | Autodriller bit protection system and method |
US7422076B2 (en) * | 2003-12-23 | 2008-09-09 | Varco I/P, Inc. | Autoreaming systems and methods |
US7337660B2 (en) | 2004-05-12 | 2008-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for reservoir characterization in connection with drilling operations |
US20060020390A1 (en) * | 2004-07-22 | 2006-01-26 | Miller Robert G | Method and system for determining change in geologic formations being drilled |
US7243735B2 (en) * | 2005-01-26 | 2007-07-17 | Varco I/P, Inc. | Wellbore operations monitoring and control systems and methods |
US8100196B2 (en) * | 2005-06-07 | 2012-01-24 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for collecting drill bit performance data |
US7849934B2 (en) * | 2005-06-07 | 2010-12-14 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for collecting drill bit performance data |
US8376065B2 (en) * | 2005-06-07 | 2013-02-19 | Baker Hughes Incorporated | Monitoring drilling performance in a sub-based unit |
US7604072B2 (en) * | 2005-06-07 | 2009-10-20 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for collecting drill bit performance data |
MX2007016586A (es) * | 2005-07-27 | 2008-03-04 | Exxonmobil Upstream Res Co | Modelaje de pozo asociado con extraccion de hidrocarburos a partir de yacimientos subterraneos. |
MX2007016595A (es) | 2005-07-27 | 2008-03-04 | Exxonmobil Upstream Res Co | Modelaje de pozo asociado con extraccion de hidrocarburos a partir de yacimientos subterraneos. |
BRPI0613857B1 (pt) * | 2005-07-27 | 2018-05-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Método e aparelho associado com a produção de hidrocarbonetos |
US9109433B2 (en) | 2005-08-01 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Early kick detection in an oil and gas well |
US7523640B2 (en) * | 2005-08-01 | 2009-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic fluid analyzer |
US8794062B2 (en) * | 2005-08-01 | 2014-08-05 | Baker Hughes Incorporated | Early kick detection in an oil and gas well |
CN101305159B (zh) * | 2005-11-18 | 2012-07-04 | 埃克森美孚上游研究公司 | 钻井和从地下岩层生产油气的方法 |
US20080083566A1 (en) | 2006-10-04 | 2008-04-10 | George Alexander Burnett | Reclamation of components of wellbore cuttings material |
US8818777B2 (en) * | 2006-10-30 | 2014-08-26 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing oilfield simulation operations |
US7857047B2 (en) * | 2006-11-02 | 2010-12-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of drilling and producing hydrocarbons from subsurface formations |
US8887814B2 (en) | 2006-11-07 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Offshore universal riser system |
US8672055B2 (en) * | 2006-12-07 | 2014-03-18 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Automated directional drilling apparatus and methods |
US7823655B2 (en) | 2007-09-21 | 2010-11-02 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Directional drilling control |
US11725494B2 (en) | 2006-12-07 | 2023-08-15 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Method and apparatus for automatically modifying a drilling path in response to a reversal of a predicted trend |
US7860593B2 (en) * | 2007-05-10 | 2010-12-28 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Well prog execution facilitation system and method |
US7938197B2 (en) * | 2006-12-07 | 2011-05-10 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Automated MSE-based drilling apparatus and methods |
US8215417B2 (en) * | 2007-01-23 | 2012-07-10 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Method, device and system for drilling rig modification |
US7606666B2 (en) * | 2007-01-29 | 2009-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing oilfield drilling operations using visualization techniques |
US20100089589A1 (en) * | 2007-04-29 | 2010-04-15 | Crawford James B | Modular well servicing unit |
US7814989B2 (en) * | 2007-05-21 | 2010-10-19 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing a drilling operation in an oilfield |
US7886845B2 (en) * | 2007-05-25 | 2011-02-15 | Nexen Data Solutions, Inc. | Method and system for monitoring auxiliary operations on mobile drilling units and their application to improving drilling unit efficiency |
US8775141B2 (en) * | 2007-07-02 | 2014-07-08 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing oilfield simulation operations |
BRPI0812761A2 (pt) * | 2007-07-02 | 2014-11-25 | Logined Bv | Método de simulação de operações de um campo petrolífero possuindo pelo menos uma instalação de poço, e mídia passível de leitura por computador |
CA2690991C (en) * | 2007-08-24 | 2013-12-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for multi-scale geomechanical model analysis by computer simulation |
WO2009029135A1 (en) * | 2007-08-24 | 2009-03-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for predicting well reliability by computer simulation |
US8548782B2 (en) * | 2007-08-24 | 2013-10-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for modeling deformation in subsurface strata |
US8768672B2 (en) * | 2007-08-24 | 2014-07-01 | ExxonMobil. Upstream Research Company | Method for predicting time-lapse seismic timeshifts by computer simulation |
US8622220B2 (en) | 2007-08-31 | 2014-01-07 | Varco I/P | Vibratory separators and screens |
US20100191516A1 (en) * | 2007-09-07 | 2010-07-29 | Benish Timothy G | Well Performance Modeling In A Collaborative Well Planning Environment |
US8121971B2 (en) * | 2007-10-30 | 2012-02-21 | Bp Corporation North America Inc. | Intelligent drilling advisor |
US7802634B2 (en) * | 2007-12-21 | 2010-09-28 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Integrated quill position and toolface orientation display |
US20110087471A1 (en) * | 2007-12-31 | 2011-04-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and Systems For Determining Near-Wellbore Characteristics and Reservoir Properties |
US8606734B2 (en) * | 2008-07-23 | 2013-12-10 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for automating exploration or production of subterranean resource |
US8413744B2 (en) * | 2008-07-31 | 2013-04-09 | Baker Hughes Incorporated | System and method for controlling the integrity of a drilling system |
US9073104B2 (en) | 2008-08-14 | 2015-07-07 | National Oilwell Varco, L.P. | Drill cuttings treatment systems |
US9027668B2 (en) * | 2008-08-20 | 2015-05-12 | Foro Energy, Inc. | Control system for high power laser drilling workover and completion unit |
US9228415B2 (en) | 2008-10-06 | 2016-01-05 | Schlumberger Technology Corporation | Multidimensional data repository for modeling oilfield operations |
US8556083B2 (en) | 2008-10-10 | 2013-10-15 | National Oilwell Varco L.P. | Shale shakers with selective series/parallel flow path conversion |
US9079222B2 (en) | 2008-10-10 | 2015-07-14 | National Oilwell Varco, L.P. | Shale shaker |
US8528663B2 (en) * | 2008-12-19 | 2013-09-10 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Apparatus and methods for guiding toolface orientation |
US8510081B2 (en) * | 2009-02-20 | 2013-08-13 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Drilling scorecard |
US8281875B2 (en) * | 2008-12-19 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
BRPI1006862B1 (pt) | 2009-01-13 | 2020-03-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Método e sistema para otimização de tomada de decisão para um poço de hidrocarbonetos, e, sistema associado com a produção de hidrocarbonetos |
US7823656B1 (en) | 2009-01-23 | 2010-11-02 | Nch Corporation | Method for monitoring drilling mud properties |
US20100243243A1 (en) * | 2009-03-31 | 2010-09-30 | Schlumberger Technology Corporation | Active In-Situ Controlled Permanent Downhole Device |
US20100252325A1 (en) * | 2009-04-02 | 2010-10-07 | National Oilwell Varco | Methods for determining mechanical specific energy for wellbore operations |
US9528334B2 (en) | 2009-07-30 | 2016-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling methods with automated response to event detection |
US9567843B2 (en) * | 2009-07-30 | 2017-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling methods with event detection |
EA201270259A1 (ru) | 2009-08-07 | 2012-09-28 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Спобобы оценки показателей вибраций на забое при бурении по результатам измерений на поверхности |
WO2011017626A1 (en) | 2009-08-07 | 2011-02-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods to estimate downhole drilling vibration amplitude from surface measurement |
WO2011016928A1 (en) | 2009-08-07 | 2011-02-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Drilling advisory systems and method based on at least two controllable drilling parameters |
US9085957B2 (en) | 2009-10-07 | 2015-07-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Discretized physics-based models and simulations of subterranean regions, and methods for creating and using the same |
US20110155466A1 (en) * | 2009-12-28 | 2011-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Varied rpm drill bit steering |
GB2480940B (en) | 2010-01-05 | 2015-10-07 | Halliburton Energy Services Inc | Well control systems and methods |
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 |
WO2012012326A1 (en) * | 2010-07-19 | 2012-01-26 | Pondhop Automation & Controls Inc. | Fingerboard latch detection system |
US20120132431A1 (en) * | 2010-11-30 | 2012-05-31 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Emergency Disconnect Sequence Video Capture and Playback |
US9249638B2 (en) | 2011-04-08 | 2016-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore pressure control with optimized pressure drilling |
WO2012138349A1 (en) | 2011-04-08 | 2012-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Automatic standpipe pressure control in drilling |
US9080407B2 (en) | 2011-05-09 | 2015-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
US8783381B2 (en) | 2011-07-12 | 2014-07-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation testing in managed pressure drilling |
US9285794B2 (en) | 2011-09-07 | 2016-03-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Drilling advisory systems and methods with decision trees for learning and application modes |
MY172254A (en) | 2011-09-08 | 2019-11-20 | Halliburton Energy Services Inc | High temperature drilling with lower temperature drated tools |
US9447647B2 (en) | 2011-11-08 | 2016-09-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Preemptive setpoint pressure offset for flow diversion in drilling operations |
US8794051B2 (en) | 2011-11-10 | 2014-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Combined rheometer/mixer having helical blades and methods of determining rheological properties of fluids |
US9593567B2 (en) | 2011-12-01 | 2017-03-14 | National Oilwell Varco, L.P. | Automated drilling system |
US8210283B1 (en) | 2011-12-22 | 2012-07-03 | Hunt Energy Enterprises, L.L.C. | System and method for surface steerable drilling |
US9297743B2 (en) | 2011-12-28 | 2016-03-29 | Schlumberger Technology Corporation | Determination of stick slip conditions |
US9366133B2 (en) | 2012-02-21 | 2016-06-14 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic standoff and mud velocity using a stepped transmitter |
NO344886B1 (no) | 2012-02-28 | 2020-06-15 | Smart Stabilizer Systems Ltd | Dreiemoment-styringsanordning for en nedihulls boresammenstilling. |
US9512706B2 (en) | 2012-03-02 | 2016-12-06 | Schlumberger Technology Corporation | Agent registration in dynamic phase machine automation system |
US9267328B2 (en) * | 2012-06-21 | 2016-02-23 | Superior Energy Services-North America Services, Inc. | Methods for real time control of a mobile rig |
US9482084B2 (en) | 2012-09-06 | 2016-11-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Drilling advisory systems and methods to filter data |
US9631477B2 (en) * | 2012-11-07 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole determination of drilling state |
US9290995B2 (en) | 2012-12-07 | 2016-03-22 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Drill string oscillation methods |
EP3690184A3 (en) | 2012-12-20 | 2021-01-20 | Services Petroliers Schlumberger | Method and system for well construction management |
US10428637B2 (en) | 2013-03-04 | 2019-10-01 | Fereidoun Abbassian | System and console for monitoring and managing well site operations |
US10215009B2 (en) | 2013-06-30 | 2019-02-26 | Sigurd Tjostheim | System and console for monitoring data stream quality in drilling and production operations at a well site |
US9643111B2 (en) | 2013-03-08 | 2017-05-09 | National Oilwell Varco, L.P. | Vector maximizing screen |
WO2014151600A2 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-25 | Fereidoun Abbassian | System and console for monitoring and managing cementing operations at a well site |
WO2014160561A1 (en) * | 2013-03-28 | 2014-10-02 | Schlumberger Canada Limited | Automated rig activity report generation |
US11047221B2 (en) | 2013-06-30 | 2021-06-29 | Fereidoun Abbassian | System and console for monitoring and managing well site operations |
US9999843B2 (en) * | 2013-07-11 | 2018-06-19 | Parker-Hannifin Corporation | Offline filtration device and method |
GB2537469B (en) * | 2013-10-17 | 2020-05-13 | Landmark Graphics Corp | Method and apparatus for well abandonment |
US9670767B2 (en) * | 2014-02-18 | 2017-06-06 | Chevron U.S.A. Inc. | Apparatus, system and methods for alerting of abnormal drilling conditions |
US10062044B2 (en) * | 2014-04-12 | 2018-08-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for prioritizing and allocating well operating tasks |
US10323502B2 (en) | 2014-05-02 | 2019-06-18 | Kongsberg Oil And Gas Technologies As | System and console for monitoring and managing tripping operations at a well site |
US10436014B2 (en) | 2014-05-02 | 2019-10-08 | Kongsberg Oil And Gas Technologies As | System and console for monitoring and managing pressure testing operations at a well site |
US10301923B2 (en) | 2014-05-02 | 2019-05-28 | Kongsberg Oil And Gas Technologies As | System and console for monitoring and managing well site drilling operations |
US10260332B2 (en) | 2014-05-02 | 2019-04-16 | Kongsberg Oil And Gas Technologies As | System and console for monitoring and managing well site operations |
CA2896003C (en) | 2014-07-01 | 2017-01-31 | Vermeer Corporation | Drill rod tallying system and method |
US20170204705A1 (en) * | 2014-08-01 | 2017-07-20 | Nexen Data Solutions, Inc. | Method and system for measuring non-drilling times and their application to improve drilling unit efficiency |
WO2016032679A1 (en) | 2014-08-28 | 2016-03-03 | Schlumberger Canada Limited | Method and system for monitoring and controlling fluid movement through a wellbore |
SG10201507702RA (en) | 2014-09-17 | 2016-04-28 | Salunda Ltd | Sensor For A Fingerboard Latch Assembly |
US9694879B2 (en) | 2014-11-05 | 2017-07-04 | TDE Thonhauser Data Engineering, GmbH | Method for automatically measuring times of various operations in floating vessel pipe deployment |
US10480249B2 (en) | 2014-11-26 | 2019-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid mechanical-laser drilling equipment |
US10094209B2 (en) | 2014-11-26 | 2018-10-09 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Drill pipe oscillation regime for slide drilling |
US9784035B2 (en) | 2015-02-17 | 2017-10-10 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Drill pipe oscillation regime and torque controller for slide drilling |
CN106156389A (zh) * | 2015-04-17 | 2016-11-23 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 用于自动执行的井规划 |
WO2016209230A1 (en) * | 2015-06-25 | 2016-12-29 | Tde Petroleum Data Solutions, Inc. | Method for standardized evaluation of drilling unit performance |
WO2017035658A1 (en) | 2015-09-01 | 2017-03-09 | Pason Systems Corp. | Method and system for detecting at least one of an influx event and a loss event during well drilling |
US20170122092A1 (en) | 2015-11-04 | 2017-05-04 | Schlumberger Technology Corporation | Characterizing responses in a drilling system |
NO342073B1 (en) * | 2015-11-19 | 2018-03-19 | Mhwirth As | Method and system for determining the state of a drilling operation |
WO2017132297A2 (en) | 2016-01-26 | 2017-08-03 | Schlumberger Technology Corporation | Tubular measurement |
US10669834B2 (en) | 2016-02-18 | 2020-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Game theoretic control architecture for drilling system automation |
US9792571B1 (en) * | 2016-04-14 | 2017-10-17 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Efficiency tracking system for a drilling rig |
RU2740883C2 (ru) | 2016-05-25 | 2021-01-21 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система, основанная на анализе изображений, для буровых работ |
US10066473B2 (en) | 2016-06-30 | 2018-09-04 | Wipro Limited | Method and a system for determining slip status of a drill string |
CN109661500B (zh) | 2016-07-05 | 2021-04-13 | 萨兰达有限公司 | 用于指梁闩锁组件的传感器 |
US11248463B2 (en) | 2016-07-07 | 2022-02-15 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Evaluation of sensors based on contextual information |
US20180016875A1 (en) * | 2016-07-12 | 2018-01-18 | M.I. L.L.C. | Systems and methods for real-time controlling of cuttings reinjection operations |
WO2018038963A1 (en) * | 2016-08-23 | 2018-03-01 | Bp Corpaoration North America Inc. | System and method for drilling rig state determination |
US11933158B2 (en) | 2016-09-02 | 2024-03-19 | Motive Drilling Technologies, Inc. | System and method for mag ranging drilling control |
CA3041945C (en) | 2016-11-09 | 2024-01-16 | Salunda Limited | Sensor for a rotatable element |
US11047214B2 (en) | 2017-01-30 | 2021-06-29 | Ge Energy Power Conversion Technology Ltd. | Systems and methods for drilling productivity analysis |
US10378282B2 (en) | 2017-03-10 | 2019-08-13 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Dynamic friction drill string oscillation systems and methods |
GB2562077B (en) * | 2017-05-04 | 2020-01-29 | Mhwirth As | Method and system for operating a drilling plant |
US11041976B2 (en) | 2017-05-30 | 2021-06-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for creating and using a subsurface model in hydrocarbon operations |
US11143010B2 (en) | 2017-06-13 | 2021-10-12 | Schlumberger Technology Corporation | Well construction communication and control |
US11021944B2 (en) | 2017-06-13 | 2021-06-01 | Schlumberger Technology Corporation | Well construction communication and control |
US11422999B2 (en) | 2017-07-17 | 2022-08-23 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for using data with operation context |
US10968730B2 (en) | 2017-07-25 | 2021-04-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of optimizing drilling ramp-up |
CA3078703C (en) | 2017-10-09 | 2023-01-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Controller with automatic tuning and method |
US11255180B2 (en) * | 2017-12-22 | 2022-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Robust early kick detection using real time drilling |
WO2019147689A1 (en) | 2018-01-23 | 2019-08-01 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of evaluating drilling performance, methods of improving drilling performance, and related systems for drilling using such methods |
CN112105796A (zh) | 2018-03-09 | 2020-12-18 | 斯伦贝谢技术有限公司 | 集成井施工系统操作 |
WO2019178240A1 (en) | 2018-03-13 | 2019-09-19 | Ai Driller, Inc. | Drilling parameter optimization for automated well planning, drilling, and guidance systems |
US11035219B2 (en) | 2018-05-10 | 2021-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for drilling weight-on-bit based on distributed inputs |
US10876834B2 (en) | 2018-05-11 | 2020-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | Guidance system for land rig assembly |
US11258987B2 (en) | 2018-09-21 | 2022-02-22 | Microsoft Technology Licensing, Llc | Anti-collision and motion control systems and methods |
US10934836B2 (en) | 2018-10-01 | 2021-03-02 | Doublebarrel Downhole Technologies Llc | Verifiable downlinking method |
US10907466B2 (en) | 2018-12-07 | 2021-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Zone management system and equipment interlocks |
US10890060B2 (en) | 2018-12-07 | 2021-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Zone management system and equipment interlocks |
US10808517B2 (en) | 2018-12-17 | 2020-10-20 | Baker Hughes Holdings Llc | Earth-boring systems and methods for controlling earth-boring systems |
US11216276B2 (en) * | 2018-12-27 | 2022-01-04 | Intel Corporation | Controlling power state demotion in a processor |
US11066902B2 (en) | 2019-05-16 | 2021-07-20 | Caterpillar Inc. | Power management system for a drilling rig |
US11815598B2 (en) | 2019-06-10 | 2023-11-14 | Microsoft Technology Licensing, Llc | Anti-collision and motion monitoring, control, and alerting systems and methods |
US11514383B2 (en) | 2019-09-13 | 2022-11-29 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for integrated well construction |
US11739626B2 (en) | 2019-09-30 | 2023-08-29 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods to characterize well drilling activities |
US11391142B2 (en) | 2019-10-11 | 2022-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Supervisory control system for a well construction rig |
US11873626B2 (en) * | 2020-01-15 | 2024-01-16 | Youngquist Brothers, LLC | Large diameter water well control |
US12055027B2 (en) | 2020-03-06 | 2024-08-06 | Schlumberger Technology Corporation | Automating well construction operations based on detected abnormal events |
US11466559B2 (en) | 2020-07-31 | 2022-10-11 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Downhole tool sensor arrangements and associated methods and systems |
SE544766C2 (en) * | 2021-03-11 | 2022-11-08 | Husqvarna Ab | An automatic feed unit for feeding a core drill into a work object |
US20230383637A1 (en) * | 2022-05-25 | 2023-11-30 | Saudi Arabian Oil Company | Method and system for determining a geologically-guided assessment for managing drilling |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP0939195A2 (en) * | 1998-02-27 | 1999-09-01 | Schlumberger Limited (a Netherland Antilles corp.) | Apparatus and method for determining a drilling mode to optimize formation evaluation measurements |
US5952569A (en) * | 1996-10-21 | 1999-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Alarm system for wellbore site |
WO1999051849A1 (en) * | 1998-04-02 | 1999-10-14 | Noble Engineering And Development Ltd. | Method and system for optimizing penetration rate |
EP1193366A2 (en) * | 2000-09-29 | 2002-04-03 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for prediction control in drilling dynamics using neural network |
US20030168257A1 (en) * | 2002-03-06 | 2003-09-11 | Aldred Walter D. | Realtime control of a drilling system using the output from combination of an earth model and a drilling process model |
Family Cites Families (47)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3115576A (en) * | 1959-07-31 | 1963-12-24 | Jersey Prod Res Co | Method of controlling well fluid circulation by radioactivation of fluid elements |
US3602322A (en) * | 1968-10-24 | 1971-08-31 | Dale C Gorsuch | Fluid flow monitoring system for well drilling operations |
US3541852A (en) * | 1968-11-29 | 1970-11-24 | Dresser Ind | Electronic system for monitoring drilling conditions relating to oil and gas wells |
US4354233A (en) * | 1972-05-03 | 1982-10-12 | Zhukovsky Alexei A | Rotary drill automatic control system |
US4250974A (en) * | 1978-09-25 | 1981-02-17 | Exxon Production Research Company | Apparatus and method for detecting abnormal drilling conditions |
US4282939A (en) | 1979-06-20 | 1981-08-11 | Exxon Production Research Company | Method and apparatus for compensating well control instrumentation for the effects of vessel heave |
US4507735A (en) | 1982-06-21 | 1985-03-26 | Trans-Texas Energy, Inc. | Method and apparatus for monitoring and controlling well drilling parameters |
US4703664A (en) * | 1983-03-09 | 1987-11-03 | Kirkpatrick Lloyd V | Fluid flow measurement system sensor mounting block |
US4553429A (en) * | 1984-02-09 | 1985-11-19 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus for monitoring fluid flow between a borehole and the surrounding formations in the course of drilling operations |
US4610161A (en) | 1985-07-05 | 1986-09-09 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus for determining fluid circulation conditions in well drilling operations |
US4649388A (en) | 1985-11-08 | 1987-03-10 | David Atlas | Radar detection of hazardous small scale weather disturbances |
US4802143A (en) | 1986-04-16 | 1989-01-31 | Smith Robert D | Alarm system for measurement while drilling oil wells |
FR2603942B1 (fr) * | 1986-09-15 | 1990-08-03 | Forasol | Systeme de forage |
FR2608208B1 (fr) * | 1986-12-10 | 1989-04-07 | Sedco Forex Sa Services Techni | Procede de surveillance des operations de forage rotary d'un puits |
US4875530A (en) * | 1987-09-24 | 1989-10-24 | Parker Technology, Inc. | Automatic drilling system |
US4876886A (en) | 1988-04-04 | 1989-10-31 | Anadrill, Inc. | Method for detecting drilling events from measurement while drilling sensors |
US5063776A (en) | 1989-12-14 | 1991-11-12 | Anadrill, Inc. | Method and system for measurement of fluid flow in a drilling rig return line |
US5154078A (en) | 1990-06-29 | 1992-10-13 | Anadrill, Inc. | Kick detection during drilling |
JPH04160463A (ja) | 1990-10-24 | 1992-06-03 | Hitachi Ltd | ニューラルネットワークによる最適化方法 |
US5222048A (en) | 1990-11-08 | 1993-06-22 | Eastman Teleco Company | Method for determining borehole fluid influx |
US5413750A (en) | 1992-04-08 | 1995-05-09 | Davidson Textron Inc. | Method of fabricating a preform |
US5469369A (en) | 1992-11-02 | 1995-11-21 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Smart sensor system and method using a surface acoustic wave vapor sensor array and pattern recognition for selective trace organic vapor detection |
US5465321A (en) | 1993-04-07 | 1995-11-07 | The United States Of America As Represented By The Administrator Of The National Aeronautics And Space Administration | Hidden markov models for fault detection in dynamic systems |
CA2094313C (en) * | 1993-04-19 | 1999-08-24 | Bobbie Joe Bowden | Automatic drilling system |
GB2279381B (en) | 1993-06-25 | 1996-08-21 | Schlumberger Services Petrol | Method of warning of pipe sticking during drilling operations |
US5358058A (en) * | 1993-09-27 | 1994-10-25 | Reedrill, Inc. | Drill automation control system |
NO315670B1 (no) * | 1994-10-19 | 2003-10-06 | Anadrill Int Sa | Fremgangsmåte og anordning for måling av boretilstander ved kombinasjon avnedihulls- og overflatemålinger |
US5732776A (en) * | 1995-02-09 | 1998-03-31 | Baker Hughes Incorporated | Downhole production well control system and method |
FR2733073B1 (fr) | 1995-04-12 | 1997-06-06 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour modeliser un milieu geologique stratifie et fracture |
FR2734315B1 (fr) | 1995-05-15 | 1997-07-04 | Inst Francais Du Petrole | Methode de determination des conditions de forage comportant un modele de foration |
US5539704A (en) | 1995-06-23 | 1996-07-23 | Western Atlas International, Inc. | Bayesian sequential Gaussian simulation of lithology with non-linear data |
US5699246A (en) | 1995-09-22 | 1997-12-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method to estimate a corrected response of a measurement apparatus relative to a set of known responses and observed measurements |
DE69636054T2 (de) * | 1995-10-23 | 2006-10-26 | Baker Hugues Inc., Houston | Drehbohrsystem in geschlossener schleife |
US6253860B1 (en) * | 1996-06-25 | 2001-07-03 | Sandvik Tamrock Oy | Method and arrangement for controlling rock drilling |
US6155357A (en) | 1997-09-23 | 2000-12-05 | Noble Drilling Services, Inc. | Method of and system for optimizing rate of penetration in drilling operations |
US5978739A (en) | 1997-10-14 | 1999-11-02 | Stockton; Thomas R. | Disconnect information and monitoring system for dynamically positioned offshore drilling rigs |
US6574565B1 (en) * | 1998-09-15 | 2003-06-03 | Ronald R. Bush | System and method for enhanced hydrocarbon recovery |
US6257354B1 (en) | 1998-11-20 | 2001-07-10 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluid flow monitoring system |
US6152246A (en) | 1998-12-02 | 2000-11-28 | Noble Drilling Services, Inc. | Method of and system for monitoring drilling parameters |
US6250395B1 (en) | 1999-11-05 | 2001-06-26 | Carlos A. Torres | Apparatus system and method for installing and retrieving pipe in a well |
US6371204B1 (en) | 2000-01-05 | 2002-04-16 | Union Oil Company Of California | Underground well kick detector |
US6382331B1 (en) | 2000-04-17 | 2002-05-07 | Noble Drilling Services, Inc. | Method of and system for optimizing rate of penetration based upon control variable correlation |
US6443242B1 (en) | 2000-09-29 | 2002-09-03 | Ctes, L.C. | Method for wellbore operations using calculated wellbore parameters in real time |
US6474422B2 (en) | 2000-12-06 | 2002-11-05 | Texas A&M University System | Method for controlling a well in a subsea mudlift drilling system |
US20020112888A1 (en) | 2000-12-18 | 2002-08-22 | Christian Leuchtenberg | Drilling system and method |
US6484816B1 (en) | 2001-01-26 | 2002-11-26 | Martin-Decker Totco, Inc. | Method and system for controlling well bore pressure |
US6662110B1 (en) * | 2003-01-14 | 2003-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling rig closed loop controls |
-
2002
- 2002-05-21 US US10/153,845 patent/US6892812B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-05-15 WO PCT/US2003/015525 patent/WO2003100216A1/en active IP Right Grant
- 2003-05-15 AU AU2003230420A patent/AU2003230420A1/en not_active Abandoned
- 2003-05-15 DE DE60315829T patent/DE60315829T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2003-05-15 EP EP03724608A patent/EP1507955B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2004
- 2004-12-20 NO NO20045553A patent/NO337219B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5952569A (en) * | 1996-10-21 | 1999-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Alarm system for wellbore site |
EP0939195A2 (en) * | 1998-02-27 | 1999-09-01 | Schlumberger Limited (a Netherland Antilles corp.) | Apparatus and method for determining a drilling mode to optimize formation evaluation measurements |
WO1999051849A1 (en) * | 1998-04-02 | 1999-10-14 | Noble Engineering And Development Ltd. | Method and system for optimizing penetration rate |
EP1193366A2 (en) * | 2000-09-29 | 2002-04-03 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for prediction control in drilling dynamics using neural network |
US20030168257A1 (en) * | 2002-03-06 | 2003-09-11 | Aldred Walter D. | Realtime control of a drilling system using the output from combination of an earth model and a drilling process model |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
HUTCHINSON M., DUBINSKY V., HENNEUSE H.: "AN MWS DOWNHOLE ASSISTANT DRILLER.", SPE PROCEEDINGS., XX, XX, vol. 30523., 22 October 1995 (1995-10-22), XX, pages 743 - 752., XP000618424 * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO20045553L (no) | 2005-02-17 |
US6892812B2 (en) | 2005-05-17 |
DE60315829T2 (de) | 2008-05-15 |
DE60315829D1 (de) | 2007-10-04 |
EP1507955A1 (en) | 2005-02-23 |
US20030220742A1 (en) | 2003-11-27 |
AU2003230420A1 (en) | 2003-12-12 |
WO2003100216A1 (en) | 2003-12-04 |
EP1507955B1 (en) | 2007-08-22 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO337219B1 (no) | Automatisert fremgangsmåte og system for å bestemme tilstanden til brønnoperasjoner | |
EP1556579B1 (en) | Automated method and system for recognizing well control events | |
EP1485574B1 (en) | Method and system for controlling well circulation rate | |
US20180096277A1 (en) | Method for standardized evaluation of drilling unit performance | |
AU2003200724B2 (en) | Realtime control of a drilling system using an output from the combination of an earth model and a drilling process model | |
CA2894507C (en) | Well construction management and decision support system | |
CA2907557C (en) | Automated rig activity report generation | |
KR20190095442A (ko) | 웰 킥 조기 검출을 위한 시스템 및 방법 | |
CA3080712C (en) | Robust early kick detection using real time drilling data | |
NO338750B1 (no) | Fremgangsmåte og system for automatisert styring av boreprosess | |
NO322338B1 (no) | Fremgangsmate for overvakning av boreparametere | |
NO339904B1 (no) | Fremgangsmåte for dynamisk reguleringer av åpenbrønntrykk i en brønn ved bruk av brønnhodetrykkregulering | |
CN111396025A (zh) | 控压钻井智能钻进控制、钻进异常识别和处理方法及系统 | |
US11187714B2 (en) | Processing downhole rotational data | |
US11193364B1 (en) | Performance index using frequency or frequency-time domain | |
Lüftenegger | Drilling Hydraulics Monitoring and Problem Detection |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: TDE THONHAUSER DATA ENGINEERING GMBH, AT |
|
MK1K | Patent expired |