NO338967B1

NO338967B1 - Apparatus and method for regulating formation pressure

Info

Publication number: NO338967B1
Application number: NO20043906A
Authority: NO
Inventors: Egbert Jan Van Riet
Original assignee: Prad Res And Development Ltd
Priority date: 2002-02-20
Filing date: 2004-09-17
Publication date: 2016-11-07
Also published as: EP1488073A1; RU2004127944A; MXPA04008063A; CN1643233A; CN100535380C; AU2003211155B2; OA12776A; AR038529A1; EG23370A; RU2301319C2; WO2003071091A9; AU2003211155B9; WO2003071091A8; CA2477242C; CA2477242A1; NO20043906L; EP1488073B2; AU2003211155A1; WO2003071091A1; EP1488073B1

Description

Apparat og fremgangsmåte for regulering av formasjonstrykk Apparatus and method for regulating formation pressure

Oppfinnelsen angår fremgangsmåte og apparat for dynamisk trykkregulering i et brønnhull og mer spesifikt en trykkfremgangsmåte i lukket sløyfe for å regulere borehulltrykk under boring og andre brønnkompletteringsoperasjoner. The invention relates to a method and apparatus for dynamic pressure regulation in a wellbore and more specifically a closed-loop pressure method for regulating borehole pressure during drilling and other well completion operations.

Utforskning og produksjon av hydrokarboner fra undersjøiske formasjoner gjør det nødvendig med en fremgangsmåte for å nå og utvinne hydrokarboner fra formasjonen. Dette utføres typisk med en borerigg. I sin enkleste form består denne av en landbasert borerigg som brukes for å holde en borkrone montert på enden av borestrengen som omfatter en rekke borerør. Et fluid som består av et basefluid, typisk vann eller olje, og forskjellige tilsetninger blir pumpet ned i borestrengen og forlater denne gjennom den dreiende borkrone. Fluidet sirkulerer deretter tilbake opp gjennom ringrommet mellom borehullveggen og borkronen samtidig som det tar med seg borekaks fra borkronen og renser borehullet. Fluidet blir også valgt slik at det hydrostatiske trykk tilført av fluidet er større enn det omkringliggende formasjonstrykk for derved å hindre at formasjonsfluid trenger inn i borehullet. Det kan også få fluidet til å trenge inn i formasjonsporer, eller "innvadere" formasjonen. Videre fester noe av tilsetningene seg fra trykkfluidet til formasjonsveggene og danner en "slamkake" på formasjonsveggene. Slamkaken hjelper til å holde på og beskytte formasjonen før innsetning av foringsrøret under boringen, som omtalt nedenfor. Valget av fluidtrykk over formasjonstrykket kalles vanligvis overbalansert boring. Fluidet vil så returnere til overflaten hvor det blir avlastet i et slamsystem som generelt består av et ristebord for å fjerne faste bestanddeler, en slamgrav og en manuell eller automatisk anordning for tilsetning av forskjellige kjemikalier eller tilsetninger til det returnerte fluidet. Den rene, returnerte fluidstrøm blir målt for å bestemme fluidtap til formasjonen som følge av fluidinvasjonen. De returnerte faste bestanddeler og fluidet (før behandling) kan studeres for å bestemme forskjellige formasjonsegenskaper som brukes i boreoperasjonene. Etter at fluidet har blitt behandlet i slamgraven, blir det pumpet ut av slamgraven og igjen innsprøytet i toppen av borestrengen igjen. Exploration and production of hydrocarbons from subsea formations necessitates a method for reaching and extracting hydrocarbons from the formation. This is typically carried out with a drilling rig. In its simplest form, this consists of a land-based drilling rig that is used to hold a drill bit mounted on the end of the drill string which comprises a series of drill pipes. A fluid consisting of a base fluid, typically water or oil, and various additives is pumped down the drill string and leaves it through the rotating drill bit. The fluid then circulates back up through the annulus between the borehole wall and the drill bit, while at the same time taking cuttings from the drill bit with it and cleaning the borehole. The fluid is also chosen so that the hydrostatic pressure supplied by the fluid is greater than the surrounding formation pressure, thereby preventing formation fluid from penetrating the borehole. It can also cause the fluid to penetrate formation pores, or "invade" the formation. Furthermore, some of the additives stick from the pressure fluid to the formation walls and form a "mud cake" on the formation walls. The mud cake helps to hold and protect the formation prior to casing insertion during drilling, as discussed below. The choice of fluid pressure above the formation pressure is usually called overbalanced drilling. The fluid will then return to the surface where it is unloaded in a mud system which generally consists of a shaking table to remove solids, a mud pit and a manual or automatic device for adding various chemicals or additives to the returned fluid. The clean, returned fluid flow is measured to determine fluid loss to the formation as a result of fluid invasion. The returned solids and the fluid (before treatment) can be studied to determine various formation properties used in the drilling operations. After the fluid has been treated in the mud pit, it is pumped out of the mud pit and injected into the top of the drill string again.

Denne overbalanserte teknikk er den mest vanlige som brukes for fluidtrykkregulering. Den gjør hovedsakelig bruk av fluidtetthet og hydrastatiske trykk som genereres av fluidsøylen i ringrommet for å generere trykk. Ved å overskride formasjonsporetrykket, blir fluidet brukt for å hindre plutselig frigjøring av formasjonsfluid til borehullet, f.eks. gasspark. Når slike gasspark oppstår kan fluidets tetthet bli økt for å hindre ytterligere frigjøring av formasjonsfluid til borehullet. Imidlertid kan tilsetning av vektede tilsetninger for å øke fluidtettheten (a) ikke være raskt nok for å håndtere frigjøringen av formasjonsfluid, og (b) kan overskride formasjonsfrakturtrykket og føre til dannelse av sprekker eller frakturer i formasjonen som fører til fluidtap til formasjonen og mulig påvirke permeabiliteten nær borehullet. I slike tilfeller kan operatøren velge å stenge av utblåsningsventilene (BOP) under boreriggbunnen for å regulere bevegelsen av gass opp gjennom ringrommet. Gassen blir avlastet og fluidtettheten økt før boreoperasjonene gjenopptas. This overbalanced technique is the most commonly used for fluid pressure regulation. It mainly makes use of fluid density and hydrostatic pressure generated by the fluid column in the annulus to generate pressure. By exceeding the formation pore pressure, the fluid is used to prevent sudden release of formation fluid into the borehole, e.g. gas kick. When such gas kicks occur, the density of the fluid can be increased to prevent further release of formation fluid to the borehole. However, the addition of weighted additives to increase fluid density (a) may not be fast enough to handle the release of formation fluid, and (b) may exceed the formation fracture pressure and lead to the formation of cracks or fractures in the formation leading to fluid loss to the formation and possible impact the permeability near the borehole. In such cases, the operator may choose to shut off the blowout valves (BOP) below the rig bottom to regulate the movement of gas up through the annulus. The gas is relieved and the fluid density increased before drilling operations resume.

Bruk av overbalansert boring påvirker også valget av foringsrør under boringen. Boreprosessen begynner med at et føringsrør blir drevet inn i undergrunnen, en BOP-stabel blir festet til boreføringsrøret med boreriggen anbrakt over BOP-stabelen. En borestreng med en borkrone kan selektivt dreies ved å dreie hele strengen ved å bruke rigg kelly eller et toppdrev eller kan dreies uavhengig av borestrengen ved å bruke borefluiddrevne, mekaniske motorer installert i borestrengen over borkronen. Som nevnt ovenfor kan en operatør bore et åpent hull inntil det akkumulerte fluidtrykket ved en beregnet dybde nærmer seg formasjonsfrakturtrykket. På dette tidspunkt er det vanlig praksis å sette inn og henge en borerørstreng i borehullet fra overflaten ned gjennom den beregnede dybde. En sementeringssko er plassert på borestrengen og spesiell sement sprøytes inn i borestrengen og opp gjennom ringrommet for å forflytte eventuelt fluid deretter inn i ringrommet. Sement mellom formasjonsveggen og utsiden av foringsrøret støtter og isolerer effektivt formasjonen fra borehullringrommet og ytterligere boring i det åpne hull blir utført under foringsrørstrengen, idet fluidet igjen tilveiebringer trykkregulering og formasjonsbeskyttelse. The use of overbalanced drilling also affects the choice of casing during drilling. The drilling process begins with a guide pipe being driven into the subsoil, a BOP stack being attached to the drill guide pipe with the drill rig positioned above the BOP stack. A drill string with a drill bit can be selectively rotated by rotating the entire string using a rig kelly or a top drive or can be rotated independently of the drill string using drilling fluid driven mechanical motors installed in the drill string above the drill bit. As mentioned above, an operator can drill an open hole until the accumulated fluid pressure at a calculated depth approaches the formation fracture pressure. At this point, it is common practice to insert and suspend a drill string in the borehole from the surface down through the calculated depth. A cementing shoe is placed on the drill string and special cement is injected into the drill string and up through the annulus to displace any fluid then into the annulus. Cement between the formation wall and the outside of the casing effectively supports and isolates the formation from the borehole annulus and further drilling in the open hole is carried out below the casing string, with the fluid again providing pressure regulation and formation protection.

Fig. 1 er et eksempel på bruk av fluider under boreprosessen i en mellomliggende borehullseksjon. Den horisontale strek øverst representerer det hydrostatiske trykk fra borefluidet og den vertikale strek representerer den totale, vertikale dybde av borehullet. Formasjonsporetrykket er vist av linjen 10. Som nevnt ovenfor, overskrider fluidtrykket i en overbalansert situasjon formasjonsporetrykket for trykkregulering og hullstabilitet. Linjen 12 representerer formasjonsfrakturlikhet. Trykk over formasjonsfrakturtrykket vil føre til at fluidet trykksetter formasjonsveggene så mye at mindre sprekker eller frakturer vil åpne i borehullveggen og fluidtrykket overvinner formasjonstrykket med en betydelig fluidinvasjon. Fluidinvasjonen kan føre til redusert permeabilitet som påvirker formasjonsproduksjonen negativt. Ringromstrykket generert av fluidet og dets tilsetninger, er vist av ligningene 14 og er en lineær funksjon av den totale, vertikale dybde. Det rene hydrostatiske trykk som ville blitt generert av fluidet uten additiver, dvs. vann, er vist av linjen 16. Fig. 1 is an example of the use of fluids during the drilling process in an intermediate borehole section. The horizontal line at the top represents the hydrostatic pressure from the drilling fluid and the vertical line represents the total vertical depth of the borehole. The formation pore pressure is shown by line 10. As mentioned above, in an overbalanced situation, the fluid pressure exceeds the formation pore pressure for pressure regulation and hole stability. Line 12 represents formation fracture similarity. Pressure above the formation fracture pressure will cause the fluid to pressurize the formation walls so much that smaller cracks or fractures will open in the borehole wall and the fluid pressure overcomes the formation pressure with a significant fluid invasion. The fluid invasion can lead to reduced permeability which negatively affects formation production. The annulus pressure generated by the fluid and its additives is shown by equations 14 and is a linear function of the total vertical depth. The pure hydrostatic pressure that would be generated by the fluid without additives, i.e. water, is shown by line 16.

I et fluidsystem med åpen sløyfe, som beskrevet ovenfor, er ringromstrykket sett i borehullet en lineær funksjon av borehullfluidet. Dette gjelder bare når fluidet er ved en statisk tetthet. Mens fluidtettheten kan modifiseres under boreoperasjonene, er det resulterende ringromstrykket generelt lineær. På fig. 1 sporer det hydrostatiske trykk 16 og poretrykket 10 generelt hverandre i den mellomliggende seksjon til en dybde på omtrent 2133 meter (7000 fot). Deretter øker poretrykket 10 i intervallet fra en dybde på 2133 meter (7000 fot) til omtrent 2834 meter (9300 fot). Dette kan oppstå der hvor borehullet trenger gjennom et formasjonsintervall med vesentlig andre egenskaper enn den foregående formasjon. Ringromstrykket 14 opprettholdt av fluidet 16 er sikret over poretrykket før 2133 meter (7000 fot). I 2133-2834 meter (7000-9300 fot) intervallet, er forskjellen mellom poretrykket 10 og ringromstrykket 14 vesentlig redusert og således minskes sikkerhetsmarginen under formasjonen. Et gasspark i dette intervallet kan føre til at poretrykket overskrider ringromstrykket med utløsning av fluid og gass inn i borehullet, hvilket kan kreve aktivering av overflate-BOP-stakken. Selv om tilsatt, vektet materiale, som nevnt ovenfor, kan tilsettes fluidet, vil det være generelt ueffektivt for behandling av et gasspark på grunn av tiden som kreves for å øke fluidtettheten, sett i borehullet. In an open loop fluid system, as described above, the annulus pressure seen in the borehole is a linear function of the borehole fluid. This only applies when the fluid is at a static density. While the fluid density can be modified during the drilling operations, the resulting annulus pressure is generally linear. In fig. 1, the hydrostatic pressure 16 and pore pressure 10 generally track each other in the intermediate section to a depth of approximately 2133 meters (7000 feet). Subsequently, pore pressure 10 increases in the interval from a depth of 2,133 meters (7,000 ft) to approximately 2,834 meters (9,300 ft). This can occur where the borehole penetrates a formation interval with significantly different properties to the preceding formation. The annulus pressure 14 maintained by the fluid 16 is ensured above the pore pressure before 2133 meters (7000 feet). In the 2133-2834 meter (7000-9300 feet) interval, the difference between the pore pressure 10 and the annulus pressure 14 is substantially reduced and thus the margin of safety under the formation is reduced. A gas kick in this interval can cause the pore pressure to exceed the annulus pressure with release of fluid and gas into the wellbore, which may require activation of the surface BOP stack. Although added, weighted material, as mentioned above, can be added to the fluid, it will be generally ineffective for treating a gas kick due to the time required to increase the fluid density, as seen in the wellbore.

Selve fluidsirkuleringen gir problemer i et åpent system. Det vil fremgå at det er nødvendig å stenge av slampumper for å reparere etterfølgende borerørskjøter. Når pumpene stenges av vil ringromstrykket gjennomgå en negativ spiss som forsvinner etter hvert som ringromstrykket stabiliserer seg. Når pumpene blir slått på igjen vil ringromstrykket likeledes gjennomgå en positiv spiss. Dette oppstår hver gang en rørskjøt blir tilsatt eller fjernet fra strengen. Det vil fremgå at disse spissene kan forårsake tretthet på borehullskaken og føre til dannelse av fluider som trenger inn i borehullet og igjen føre til en kontrollert hendelse i brønnen. The fluid circulation itself causes problems in an open system. It will appear that it is necessary to shut down mud pumps in order to repair subsequent drill pipe joints. When the pumps are switched off, the annulus pressure will undergo a negative peak which disappears as the annulus pressure stabilises. When the pumps are switched on again, the annulus pressure will likewise undergo a positive spike. This occurs every time a pipe joint is added or removed from the string. It will appear that these tips can cause fatigue on the borehole cake and lead to the formation of fluids that penetrate into the borehole and again lead to a controlled event in the well.

I motsetning til åpen fluid sirkuleringssystemer har det blitt utviklet et antall håndteringssystemer for lukket fluid. Eksempler på disse omfatter US patentskrift 5 857 522 og 6 035 952 begge til Bradfield m.fl. og tildelt Baker Hughes Incorporated. I disse patenter brukes et lukket system for underbalansert boring, dvs. at ringromstrykket er mindre enn formasjonsporetrykket. Underbalansert boring blir generelt brukt når formasjonen er kalk eller annen frakturert kalksten og når det er ønskelig å hindre at slamkaken plugger frakturer i formasjonen. Videre vil det fremgå at når det brukes underbalanserte systemer vil en større brønnhendelse kreve avstenging av BOP for å håndtere spark eller annen plutselig trykkøkning. In contrast to open fluid circulation systems, a number of closed fluid handling systems have been developed. Examples of these include US patent documents 5,857,522 and 6,035,952, both to Bradfield et al. and assigned to Baker Hughes Incorporated. In these patents, a closed system is used for underbalanced drilling, i.e. the annulus pressure is less than the formation pore pressure. Underbalanced drilling is generally used when the formation is limestone or other fractured limestone and when it is desirable to prevent the mud cake from plugging fractures in the formation. Furthermore, it will appear that when underbalanced systems are used, a major well incident will require shutting down the BOP to deal with kicking or other sudden pressure increases.

Andre systemer har blitt utviklet for å vedlikeholde fluidsirkulasjonen under tilsetning eller fjerning av nye borestrengrør (foreta/bryte). I US patentskrift 6 352 129, tildelt Shell Oil Company, tildelt søkerne av nærværende oppfinnelse, er et kontinuerlig sirkulasjonssystem vist, hvorved utbedring/bryteoperasjoner og separering av rørseksjoner blir isolert fra hverandre i et fluidkammer 20 og et sekundært ledningsrør 28 er brukt for å tilføre pumpet fluid til den del av borestrengen 12 som fremdeles står i fluidforbindelse med formasjonen. I en andre implementering beskriver publikasjonen et apparat og en fremgangsmåte for å injisere et fluid eller en gass inn i fluidstrømmen etter at pumpene har blitt slått av for å opprettholde og regulere ringromstrykket. WO0079092, og WO0004269 kan være nyttig for forståelsen av oppfinnelsen og dens forhold til teknikkens stilling. Other systems have been developed to maintain fluid circulation during the addition or removal of new drill string tubing (make/break). In US Patent No. 6,352,129, assigned to Shell Oil Company, assigned to the applicants of the present invention, a continuous circulation system is shown, whereby remedial/fracturing operations and separating pipe sections are isolated from each other in a fluid chamber 20 and a secondary conduit pipe 28 is used to supply pumped fluid to the part of the drill string 12 which is still in fluid communication with the formation. In a second implementation, the publication describes an apparatus and method for injecting a fluid or a gas into the fluid stream after the pumps have been turned off to maintain and regulate the annulus pressure. WO0079092, and WO0004269 may be useful for the understanding of the invention and its relation to the state of the art.

Oppfinnelsen gir et apparat og en fremgangsmåte for å regulere formasjonstrykket under boring av en undergrunnsformasjonfesting av rør. Dette kan oppnås ved de trekk som er definert av de selvstendige kravene. Ytterligere forbedringer erkarakterisertav de avhengige kravene. Oppfinnelsen er rettet mot et overbalansert boresystem i en lukket sløyfe, med variabel overbalansetrykkevne. Oppfinnelsen anvender videre en formasjon relatert til brønnhullet, boreriggen og borefluid som innsetninger i en modell for å predikere trykk nede i brønnen. Det predikerte trykket nede i brønnen blir så sammenlignet med et ønsket trykk nede i brønnen og forskjellen blir brukt for å styre et mottrykksystem. Oppfinnelsen bruker videre faktisk trykk nede i brønnen for å kalibrere modellen og modifisere inngangsparametere for nøyere å korrelere predikerte trykk nede i brønnen til målte trykk nede i brønnen. The invention provides an apparatus and method for regulating the formation pressure during drilling of an underground formation attachment of pipe. This can be achieved by the features defined by the independent requirements. Further improvements are characterized by the dependent requirements. The invention is aimed at an overbalanced drilling system in a closed loop, with variable overbalance pressure capability. The invention further uses a formation related to the wellbore, the drilling rig and drilling fluid as inputs in a model to predict pressure down the well. The predicted pressure down the well is then compared with a desired pressure down the well and the difference is used to control a back pressure system. The invention further uses actual downwell pressure to calibrate the model and modify input parameters to more accurately correlate predicted downwell pressures to measured downwell pressures.

I et aspekt er oppfinnelsen i stand til å modifisere ringromstrykket under sirkulering av tilsetning av mottrykk for derved å øke ringromstrykket uten tilsetning av vektede tilsetninger til fluidet. Det vil fremgå at bruken av mottrykk for å øke ringromstrykket er mer effektivt for å svare på plutselige forandringer i formasjonens poretrykk. In one aspect, the invention is able to modify the annulus pressure during circulation by adding back pressure to thereby increase the annulus pressure without adding weighted additives to the fluid. It will be seen that the use of back pressure to increase the annulus pressure is more effective in responding to sudden changes in the formation's pore pressure.

I enda et annet aspekt er oppfinnelsen i stand til å opprettholde ringromstrykket når pumpen er avstengt og når borerøret legges til eller fjernes fra strengen. Ved å opprettholde trykket i ringrommet blir slamkakeoppbygningen på formasjonsveggen opprettholdt og vil ikke forårsake plutselige spisser eller fall i ringromstrykket. In yet another aspect, the invention is capable of maintaining annulus pressure when the pump is shut off and when drill pipe is added or removed from the string. By maintaining the pressure in the annulus, the mud cake build-up on the formation wall is maintained and will not cause sudden spikes or drops in the annulus pressure.

I et annet aspekt bruker oppfinnelsen et nøyaktig strømningsmeter for massebalanse som gjør det mulig nøyaktig å bestemme fluidøkning eller tap i systemet, slik at operatøren bedre kan behandle fluidene som er involvert i operasjonen. In another aspect, the invention utilizes an accurate mass balance flow meter that enables accurate determination of fluid gain or loss in the system, allowing the operator to better manage the fluids involved in the operation.

I et annet aspekt omfatter oppfinnelsen automatiske følere for å bestemme ringromstrykket, strøm og dybdeinformasjon og som kan brukes for å predikere poretrykk, slik at oppfinnelsen kan øke ringromstrykket før boringen gjennom vedkommende seksjon. In another aspect, the invention includes automatic sensors to determine the annulus pressure, current and depth information and which can be used to predict pore pressure, so that the invention can increase the annulus pressure before drilling through the relevant section.

Oppfinnelsen skal beskrives nærmere i det følgende under henvisning til tegningene, hvor: Fig. 1 er en graf som viser ringromstrykk og formasjonspore- og frakturtrykk; fig. 2A og 2B er planriss av to forskjellige utførelser av apparatet ifølge oppfinnelsen; fig. 3 er et blokkskjema over trykkovervåknings- og styresystemet brukt i den foretrukne utførelse; fig. 4 er et funksjonsskjema over operasjonen av trykkovervåknings- og styresystemet; fig. 5 er en graf som viser korreleringen av predikerte ringromstrykk til målte ringromstrykk; fig. 6 er en graf som viser korreleringen av predikerte ringromstrykk til målte ringromstrykk vist på fig. 5 etter modifisering av enkelte modellparametere; fig. 7 er en graf som viser hvordan oppfinnelsens fremgangsmåte kan brukes for å styre variasjoner i formasjonsporetrykket i en overbalansert situasjon; fig. 8 er en graf som viser fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen brukt ved balansert boring; og fig. 9A og 9B er grafer som viser hvordan oppfinnelsen kan brukes for å motvirke fall og spisser i ringromstrykket som følger med avstengning/igangsetting av pumpen. The invention shall be described in more detail below with reference to the drawings, where: Fig. 1 is a graph showing annulus pressure and formation pore and fracture pressure; fig. 2A and 2B are plans of two different embodiments of the apparatus according to the invention; fig. 3 is a block diagram of the pressure monitoring and control system used in the preferred embodiment; fig. 4 is a functional diagram of the operation of the pressure monitoring and control system; fig. 5 is a graph showing the correlation of predicted annulus pressures to measured annulus pressures; fig. 6 is a graph showing the correlation of predicted annulus pressures to measured annulus pressures shown in fig. 5 after modification of some model parameters; fig. 7 is a graph showing how the method of the invention can be used to control variations in the formation pore pressure in an overbalanced situation; fig. 8 is a graph showing the method according to the invention used in balanced drilling; and fig. 9A and 9B are graphs showing how the invention can be used to counteract drops and spikes in the annulus pressure that accompany shutdown/start-up of the pump.

Oppfinnelsen er ment å oppnå dynamisk ringromstrykkregulering (DAPC) i et brønnhull under boring og intervensjon. The invention is intended to achieve dynamic annulus pressure control (DAPC) in a wellbore during drilling and intervention.

Fig. 2A er et planriss som viser et overflateboresystem som bruker oppfinnelsen. Det vil fremgå at et offshore boresystem likeledes kan bruke oppfinnelsen. Boresystemet 100 er vist sammenlignet med en borerigg 102 som brukes for å støtte boreoperasjoner. Mange av komponentene brukt på en rigg 102, f.eks. kelly, krafttenger, slipper, trekkverktøy og annet utstyr ikke er vist for tydelighets skyld. Riggen 102 brukes for å støtte bore- og utvinningsoperasjoner i formasjonen 104 som vist på fig. 2 har borehullet 106 allerede blitt delvis boret, med foringsrøret 108 satt og sementert 109 på plass. I den foretrukne utførelse er en foringsrøravstengningsmekanisme eller brønnutplasseringsventil 110 installert i foringsrøret 108 for eventuelt å stenge av ringrommet og effektivt virke som en ventil for å stenge av seksjonen med åpent hull når kronen er anbrakt over ventilen. Fig. 2A is a plan view showing a surface drilling system using the invention. It will appear that an offshore drilling system can also use the invention. The drilling system 100 is shown in comparison to a drilling rig 102 used to support drilling operations. Many of the components used on a rig 102, e.g. kelly, power pliers, slipper, pulling tool and other equipment not shown for clarity. The rig 102 is used to support drilling and recovery operations in the formation 104 as shown in FIG. 2, the borehole 106 has already been partially drilled, with the casing 108 set and cemented 109 in place. In the preferred embodiment, a casing shut-off mechanism or well deployment valve 110 is installed in the casing 108 to optionally shut off the annulus and effectively act as a valve to shut off the open hole section when the crown is positioned over the valve.

Borestrengen 112 støtter en bunnhullsammenstilling (BHA) 113 som omfatter en borkrone 120, en slammotor 118, en MWD/LWD-følerrekke 119, herunder en trykktransduktor 116 for å bestemme ringromstrykket, en sikkerhetsventil for å hindre tilbakestrøm av fluid fra ringrommet. Den omfatter også en telemetripakke 122 som brukes for å sende trykk, MWD/LWD samt boreinformasjon til overflaten. Selv om fig. 2A viser en BHA som bruker et slamtelemetrisystem, vil det fremgå at andre telemetrisystemer, f.eks. radiofrekvens (RF)-, elektromagnetiske (EM) eller borestrengoverføringssystemer kan brukes med oppfinnelsen. The drill string 112 supports a bottom hole assembly (BHA) 113 which comprises a drill bit 120, a mud motor 118, an MWD/LWD sensor array 119, including a pressure transducer 116 to determine the annulus pressure, a safety valve to prevent backflow of fluid from the annulus. It also includes a telemetry package 122 which is used to send pressure, MWD/LWD and drilling information to the surface. Although fig. 2A shows a BHA using a mud telemetry system, it will be seen that other telemetry systems, e.g. radio frequency (RF), electromagnetic (EM), or drill string transmission systems may be used with the invention.

Som nevnt ovenfor krever boreprosessen bruk av et borefluid 150 som er oppbevart i reservoaret 136. Reservoaret 136 står i fluidforbindelse med en eller flere slampumper 138 som pumper borefluidet 150 gjennom ledningsrøret 140. Ledningsrøret 140 er forbundet til den siste skjøt av borestrengen 112 som passerer gjennom en dreiende eller sfærisk BOP 142. En dreiende BOP 142, når den er aktivert, tvinger sfærisk formede elastomerelementer til å dreie oppover og lukke rundt borestrengen 112 for derved å isolere trykket, men likevel tillate dreining av borestrengen. Kommersielt tilgjengelige, sfæriske BOP, f.eks. som fremstilles av Varco International, kan isolere ringromstrykk opp til 10.000 psi (68947,6 kPa). Fluidet 150 blir pumpet ned gjennom borestrengen 112 og BHA 113 og ut gjennom borkronen 120 hvor det sirkulerer borekaks vekk fra kronen 120 og returnerer disse opp gjennom det åpne hullringrommet 115 og deretter ringrommet anordnet mellom foringsrøret 108 og borestrengen 112. Fluidet 150 returnerer til overflaten og går gjennom en avleder 117 gjennom ledningsrøret 124 og forskjellige trykktanker og telemetrisystemer (ikke vist). As mentioned above, the drilling process requires the use of a drilling fluid 150 which is stored in the reservoir 136. The reservoir 136 is in fluid connection with one or more mud pumps 138 which pump the drilling fluid 150 through the conduit 140. The conduit 140 is connected to the last joint of the drill string 112 which passes through a rotating or spherical BOP 142. A rotating BOP 142, when activated, forces spherically shaped elastomeric elements to rotate upward and close around the drill string 112 thereby isolating the pressure but still allowing rotation of the drill string. Commercially available spherical BOPs, e.g. manufactured by Varco International, can isolate annulus pressures up to 10,000 psi (68,947.6 kPa). The fluid 150 is pumped down through the drill string 112 and BHA 113 and out through the drill bit 120 where it circulates cuttings away from the bit 120 and returns them up through the open hole annulus 115 and then the annulus arranged between the casing pipe 108 and the drill string 112. The fluid 150 returns to the surface and passes through a diverter 117 through conduit 124 and various pressure tanks and telemetry systems (not shown).

Deretter fortsetter fluidet 150 til det som generelt kalles mottrykksystemet 131. Fluidet 150 strømmer inn i mottrykksystemet 131 og strømmer gjennom en strømningsmåler 126. Strømningsmåleren 126 kan være av en massebalansetype eller en annen høytoppløsende strømningsmåler. Ved å bruke strømningsmåleren 126 vil operatøren kunne bestemme hvor mye fluid 150 som har blitt pumpet inn i brønnen gjennom borestrengen 112 og mengden av fluid 150 som returnerer fra brønnen. Basert på forskjellene i mengden av fluid 150 som pumpes i forhold til fluid 150 som returneres, vil operatøren kunne bestemme om fluidet 150 blir tapt til formasjonen 104, hvilket kan indikere at formasjonsfraktureringen har oppstått, dvs. en betydelig negativ fluidforskjell. Likeledes vil en vesentlig positiv forskjell indikere at formasjonsfluidet trenger inn i brønnhullet. The fluid 150 then continues to what is generally called the back pressure system 131. The fluid 150 flows into the back pressure system 131 and flows through a flow meter 126. The flow meter 126 may be of a mass balance type or another high resolution flow meter. By using the flow meter 126, the operator will be able to determine how much fluid 150 has been pumped into the well through the drill string 112 and the amount of fluid 150 that returns from the well. Based on the differences in the amount of fluid 150 that is pumped in relation to fluid 150 that is returned, the operator will be able to determine whether the fluid 150 is being lost to the formation 104, which may indicate that the formation fracturing has occurred, i.e. a significant negative fluid difference. Likewise, a significant positive difference will indicate that the formation fluid is penetrating the wellbore.

Fluidet 150 fortsetter til en slitasjebestandig struper 130. Det vil fremgå at det finnes strupere som kan brukes i et miljø hvor borefluidet 150 inneholder vesentlige mengder borekaks og andre faste bestanddeler. Struperen 130 er av en slik type og kan drives ved forskjellige trykk og gjennom flere arbeidssykluser. Fluidet 150 forlater struperen 130 og strømmer gjennom ventilen 121. Fluidet 150 blir så behandlet av en eventuell avgasser 1 og av en rekke filtre og ristebord 129 som fjerner forurensninger, herunder borekaks fra fluidet 150. Fluidet 150 blir så returnert til reservoaret 136. En strømningssløyfe 119A er tilveiebrakt foran ventilen 125 for å mate fluidet 150 direkte til en mottrykkspumpe 128. Alternativt kan mottrykkspumpen 128 være forsynt med fluid fra reservoaret gjennom ledningsrøret 119B, idet fluidet kommuniserer med reservoaret 1 (tripptank). Tripptanken brukes normalt på en rigg for å overvåke fluidøkninger og tap under trippoperasjoner. I oppfinnelsen blir denne funksjonalitet opprettholdt. En treveis ventil 125 kan brukes for å velge sløyfen 119A, ledningsrøret 119B eller isolere mottrykksystemet. Selv om mottrykkspumpen 128 kan utnytte returnert fluid for å frembringe et mottrykk ved å velge strømningssløyfen 119A vil det fremgå at det returnerte fluid kan ha forurensninger som ikke har blitt fjernet av filter/ristebordet 129. Følgelig kan slitasjen på mottrykkspumpen 128 bli økt. Følgelig vil den foretrukne fluidtilførsel for å frembringe et mottrykk være å bruke ledningsrøret 119A for å tilveiebringe rekondisjonert fluid til mottrykkspumpen 128. The fluid 150 continues to a wear-resistant choke 130. It will be seen that there are chokes that can be used in an environment where the drilling fluid 150 contains significant amounts of cuttings and other solid components. The throttle 130 is of such a type and can be operated at different pressures and through several work cycles. The fluid 150 leaves the choke 130 and flows through the valve 121. The fluid 150 is then treated by a possible degasser 1 and by a series of filters and shaking tables 129 which remove contaminants, including drilling cuttings from the fluid 150. The fluid 150 is then returned to the reservoir 136. A flow loop 119A is provided in front of the valve 125 to feed the fluid 150 directly to a back pressure pump 128. Alternatively, the back pressure pump 128 can be supplied with fluid from the reservoir through the conduit 119B, the fluid communicating with the reservoir 1 (trip tank). The trip tank is normally used on a rig to monitor fluid gains and losses during trip operations. In the invention, this functionality is maintained. A three-way valve 125 can be used to select loop 119A, conduit 119B or isolate the back pressure system. Although the back pressure pump 128 can utilize returned fluid to produce a back pressure by selecting the flow loop 119A, it will appear that the returned fluid may have contaminants that have not been removed by the filter/shaker table 129. Consequently, the wear on the back pressure pump 128 can be increased. Accordingly, the preferred fluid supply to produce a back pressure would be to use conduit 119A to provide reconditioned fluid to the back pressure pump 128.

Ved bruk vil ventilen 125 enten velge ledningsrøret 119A eller ledningsrøret 119B og mottrykkspumpen 128 aktivert for å sikre tilstrekkelig strøm forbi strupesystemet for å kunne opprettholde mottrykket, selv når det ikke er noen strøm som kommer fra ringrommet 115. I den foretrukne utførelse vil mottrykkspumpen 128 kunne levere opp til omtrent 2200 psi (15168,5 kPa) av mottrykk, selv om pumper med høyere trykkevne kan velges. In use, valve 125 will either select conduit 119A or conduit 119B and back pressure pump 128 activated to ensure sufficient flow past the throttle system to maintain back pressure, even when there is no flow coming from annulus 115. In the preferred embodiment, back pressure pump 128 will be able deliver up to approximately 2200 psi (15168.5 kPa) of back pressure, although pumps with higher pressure capabilities can be selected.

Evnen til å tilveiebringe mottrykk er en betydelig forbedring i forhold til normale fluidreguleringssystemer. Trykket i ringrommet tilveiebrakt av fluidet er en funksjon av dets tetthet og den riktige vertikale dybde og er generelt en tilnærmet lineær funksjon. Som nevnt ovenfor må tilsetninger til fluidet i reservoaret 136 pumpes ned i brønnen for eventuelt å endre trykkstigningen tilført av fluidet 150. The ability to provide back pressure is a significant improvement over normal fluid control systems. The pressure in the annulus provided by the fluid is a function of its density and the proper vertical depth and is generally an approximately linear function. As mentioned above, additives to the fluid in the reservoir 136 must be pumped down into the well to possibly change the pressure increase supplied by the fluid 150.

Den foretrukne utførelse av oppfinnelsen omfatter en strømningsmåler 152 i ledningsrøret 100 for å måle mengden av fluid som blir pumpet ned i brønnen. Det vil fremgå at ved å overvåke strømningsmålerne 126, 152 og volumet pumpet av mottrykkspumpen 128, vil systemet lett kunne bestemme mengden av fluid 150 som går tapt til formasjonen, eller omvendt mengden av formasjonsfluid som lekker til borehullet 106. Videre er det i oppfinnelsen tatt med et system for å overvåke brønntrykksforholdene og forutse trykkegenskapene i borehullet 106 og ringrommet 115. The preferred embodiment of the invention includes a flow meter 152 in the conduit 100 to measure the amount of fluid that is pumped down the well. It will be seen that by monitoring the flow meters 126, 152 and the volume pumped by the back pressure pump 128, the system will easily be able to determine the amount of fluid 150 that is lost to the formation, or conversely the amount of formation fluid that leaks to the borehole 106. Furthermore, in the invention it is taken with a system to monitor the well pressure conditions and predict the pressure characteristics in the borehole 106 and annulus 115.

Fig. 2B viser en alternativ utførelse av systemet. I denne utførelse er det ikke nødvendig at mottrykkspumpen opprettholder tilstrekkelig strøm gjennom strupesystemet når strømmen gjennom brønnen må stenges av av en eller annen grunn. I denne utførelse kan en annen treveis ventil 6 plasseres nedstrøms for riggpumpen 138 i ledningsrøret 140. Denne ventil gjør at fluid fra riggpumpene fullstendig kan føres fra ledningsrøret 140 til ledningsrøret 7, slik at ingen strøm fra riggpumpen 138 føres til borestrengen 112. Ved å opprettholde pumpevirkningen fra pumpen 138, sikres tilstrekkelig strøm gjennom manifolden for å regulere mottrykket. Fig. 2B shows an alternative embodiment of the system. In this embodiment, it is not necessary for the back pressure pump to maintain sufficient flow through the throttle system when the flow through the well must be shut off for one reason or another. In this embodiment, another three-way valve 6 can be placed downstream of the rig pump 138 in the line pipe 140. This valve enables fluid from the rig pumps to be completely led from the line pipe 140 to the line pipe 7, so that no current from the rig pump 138 is led to the drill string 112. By maintaining the pumping action from pump 138, sufficient flow is ensured through the manifold to regulate the back pressure.

DAPC Overvåkningssystem DAPC Monitoring System

Fig. 3 er et blokkskjema over trykkovervåkningssystemet 146 av den foretrukne utførelse av oppfinnelsen. Systeminngangene til overvåkningssystemet 146 omfatter trykk 202 nede i brønnen som har blitt målt av følerpakken 119, sendt av MWD-pulspakken 122 og mottatt av transduktorutstyret (ikke vist) på overflaten. Andre systeminnganger omfatter pumpetrykk 200, inngangsstrøm 204 fra strømningsmåleren 152, penetreringsrate og strengdreiningsrate samt vekt på krone (WOB) og moment på krone (TOB) som kan sendes fra BHA 113 opp ringrommet som en trykkpuls. Returstrømmen blir målt med strømningsmåleren 126. Signaler som er representert for datainngangssignalene blir sendt til en styreenhet 230 som i seg selv omfatter en borerigg styreenhet 232, en boreoperatørs stasjon 234, en DAPC-prosessor 236 og en mottrykksprogrammerbar logikkstyreenhet (PLC) 238 som alle er koplet sammen av et fellesdatanettverk 240. DAPC-prosessoren 236 tjener tre funksjoner, overvåkningen av borehulltrykkets tilstand under boring, prediktere borehullresponsen ved fortsatt boring og utstede kommandoer til mottrykks-PLC for å regulere den variable struper 130 og mottrykkspumpen 128. Den spesifikke logikk tilknyttet DAPC-prosessoren 236 vil bli omtalt ytterligere nedenfor. Fig. 3 is a block diagram of the pressure monitoring system 146 of the preferred embodiment of the invention. The system inputs to the monitoring system 146 include downhole pressure 202 which has been measured by the sensor package 119, sent by the MWD pulse package 122 and received by the transducer equipment (not shown) on the surface. Other system inputs include pump pressure 200, input current 204 from flow meter 152, penetration rate and string twist rate as well as weight on crown (WOB) and moment on crown (TOB) which can be sent from BHA 113 up the annulus as a pressure pulse. The return flow is measured by the flow meter 126. Signals representative of the data input signals are sent to a control unit 230 which itself comprises a drilling rig control unit 232, a drilling operator's station 234, a DAPC processor 236 and a back pressure programmable logic controller (PLC) 238 which are all interconnected by a common data network 240. The DAPC processor 236 serves three functions, the monitoring of the wellbore pressure condition during drilling, predicting the wellbore response during continued drilling, and issuing commands to the backpressure PLC to regulate the variable throttle 130 and the backpressure pump 128. The specific logic associated with the DAPC processor 236 will be discussed further below.

Beregning av mottrykk Calculation of back pressure

En skjematisk modell over funksjonaliteten til DAPC-trykkovervåkningsystemet 146 er beskrevet på fig. 4. DAPC-prosessoren 236 omfatter programmering for utførelse av kontrollfunksjoner og sanntidsmodellkalibreringsfunksjoner. DAPC-prosessoren mottar data fra forskjellige kilder og beregner kontinuerlig i sann tid det riktige innstillingspunkt for mottrykket basert på inngangsparametrene. Innstillingspunktet blir så påført til den programmerbare logikkstyreenhet 238 som genererer styresignalene for mottrykkspumpen 128. Inngangsparametrene faller i tre hovedgrupper. Den første er relativt faste parametere 250, herunder parametere som f.eks. brønn- og foringsrørgeometri, hvor kronedysediametere og brønntrajektorie. Selv om det erkjennes at den faktiske brønntrajektorie kan variere fra den planlagte trajektorie, kan avvikelsen tas i betraktning med en korreksjon av den planlagte trajektorie. Også innenfor denne gruppe parametere finnes temperaturprofil av fluidet i ringrommet og fluidsammensetning. Som med trajektorieparametere er disse generelt kjent og endrer seg ikke i løpet av boreoperasjonene. Især med DAPC-systemet er et formål å holde fluidets 150 tetthet og sammensetning relativt konstant ved å bruke mottrykket for å tilveiebringe tilleggstrykket for å regulere ringromstrykket. A schematic model of the functionality of the DAPC pressure monitoring system 146 is described in FIG. 4. The DAPC processor 236 includes programming for performing control functions and real-time model calibration functions. The DAPC processor receives data from various sources and continuously calculates in real time the correct back pressure set point based on the input parameters. The set point is then applied to the programmable logic control unit 238 which generates the control signals for the back pressure pump 128. The input parameters fall into three main groups. The first is relatively fixed parameters 250, including parameters such as e.g. well and casing geometry, where crown nozzle diameters and well trajectory. Although it is recognized that the actual well trajectory may vary from the planned trajectory, the deviation can be taken into account with a correction of the planned trajectory. Also within this group of parameters is the temperature profile of the fluid in the annulus and fluid composition. As with trajectory parameters, these are generally known and do not change during the drilling operations. Particularly with the DAPC system, one purpose is to keep the density and composition of the fluid 150 relatively constant by using the back pressure to provide the additional pressure to regulate the annulus pressure.

Den andre gruppe parametere 252 er variabel og blir avfølt og logget i sann tid. Det felles datanettverk 240 leverer denne informasjonen til DAPC-prosessoren 236. Denne informasjonen omfatter strømningshastighetsdata tilveiebrakt av både brønn- og returstrømningsmålere 152 og 126, borestrengsraten av penetrering (ROP) eller hastighet, borestrengens rotasjonshastighet, krondybde og brønndybde, idet de sistnevnte to hentes fra riggfølerdataene. Den siste parameter er trykkdataene 254 nede i brønnen som leveres av MWD/LWD-følergruppen 119 nede i brønnen og som blir sendt tilbake opp gjennom ringrommet av slampulstelemetripakken 122. En annen inngangsparametererinnstillingspunktet for trykket 256 nede i brønnen, det ønskede ringromstrykket. The second group of parameters 252 is variable and is sensed and logged in real time. The shared data network 240 supplies this information to the DAPC processor 236. This information includes flow rate data provided by both well and return flow meters 152 and 126, the drill string rate of penetration (ROP) or velocity, the drill string rotation rate, crown depth, and well depth, the latter two being obtained from the rig sensor data. The last parameter is the downhole pressure data 254 which is provided by the downhole MWD/LWD sensor array 119 and which is sent back up through the annulus by the mud pulse telemetry package 122. Another input parameter is the downhole pressure set point 256, the desired annulus pressure.

Funksjonsmessig forsøker styremodulen 258 å beregne trykket i ringrommet dets fylte brønnboringslengde ved å bruke forskjellige modeller konstruert for forskjellige formasjons- og fluidparametere. Trykket i brønnboringen er en funksjon ikke bare av trykket eller vekten av fluidsøylen i brønnen, men omfatter trykk forårsaket av boreoperasjoner, herunder fluidfortrengning av borestrengen, friksjonstap ved returnering opp gjennom ringrommet og andre faktorer. For å beregne trykk i brønnen, vurderer styremodulen 258 brønnen som et endelig antall segmenter som hver er tildelt et segment av en brønnboringslengde. I hvert av segmentene blir det dynamiske trykk og fluidvekten beregnet og brukt for å bestemme trykkforskjellen 262 for segmentet. Segmentene summeres og trykkforskjellen for hele brønnprofilen blir bestemt. Functionally, the control module 258 attempts to calculate the pressure in the annulus its filled wellbore length using different models constructed for different formation and fluid parameters. The pressure in the well bore is a function not only of the pressure or weight of the fluid column in the well, but includes pressure caused by drilling operations, including fluid displacement of the drill string, friction loss when returning up through the annulus and other factors. To calculate pressure in the well, the control module 258 considers the well as a finite number of segments each of which is assigned a segment of a wellbore length. In each of the segments, the dynamic pressure and fluid weight are calculated and used to determine the pressure difference 262 for the segment. The segments are summed and the pressure difference for the entire well profile is determined.

Det er kjent av strømningsraten av fluidet 150 som blir pumpet ned i brønnen er proporsjonal med strømningshastigheten av fluidet 150 og kan brukes for å bestemme dynamisk trykktap etter hvert som fluidet blir pumpet ned i brønnen. Fluidets 150 tetthet blir beregnet i hvert segment under hensyntagen til fluidets sammentrykningsevne, beregnet skjærelast og temperaturprofil for vedkommende segment i brønnen. Fluidviskositeten ved temperaturprofilen for segmentet er også viktig for å bestemme dynamiske trykktap for segmentet. Sammensetningen av fluidet blir også vurdert ved bestemmelse av sammentrykningsevnen og den termiske ekspansjonskoeffisient. Borestrengen ROP angår støt- og svabertrykk som oppstår under boreoperasjoner etter hvert som borestrengen flyttes inn eller ut av borehullet. Borestrengens dreining brukes også for å bestemme dynamisk trykk etter som den frembringer en friksjonskraft mellom fluidet i ringrommet og borestrengen. Bitdybden, brønndybden og brønn/strenggeometrien brukes alle for å hjelpe til å skape borehullsegmenter for modellering. For å beregne vekten av fluidet vurderer også den foretrukne utførelse ikke bare det hydratiske trykk fra fluidet 150, men også fluidkompresjon, fluidtermisk ekspansjon og borkaks last av fluidet sett under operasjoner. Det vil fremgå at borkakslaster kan bestemmes når fluidet returneres til overflaten og rekondisjoneres for videre bruk. Alle disse faktorene går inn i beregningen av det "statiske trykk". It is known from the flow rate of the fluid 150 that is pumped down the well is proportional to the flow rate of the fluid 150 and can be used to determine dynamic pressure loss as the fluid is pumped down the well. The density of the fluid 150 is calculated in each segment taking into account the compressibility of the fluid, calculated shear load and temperature profile for the relevant segment in the well. The fluid viscosity at the temperature profile for the segment is also important in determining dynamic pressure losses for the segment. The composition of the fluid is also assessed when determining the compressibility and the thermal expansion coefficient. The drill string ROP concerns shock and swab pressure that occurs during drilling operations as the drill string is moved into or out of the borehole. The rotation of the drill string is also used to determine dynamic pressure as it produces a frictional force between the fluid in the annulus and the drill string. The bit depth, well depth and well/string geometry are all used to help create borehole segments for modeling. To calculate the weight of the fluid, the preferred embodiment also considers not only the hydric pressure from the fluid 150, but also fluid compression, fluid thermal expansion and cuttings load of the fluid seen during operations. It will be seen that cuttings loads can be determined when the fluid is returned to the surface and reconditioned for further use. All these factors enter into the calculation of the "static pressure".

Dynamisk trykk vurderer mange av de samme faktorer ved bestemmelse av statisk trykk. Imidlertid vurderer det ytterligere et antall andre faktorer. Blant disse er konseptet med laminar kontra turbulent strøm. Strømningsegenskapene er en funksjon av fluidets beregnede grovhet, hullstørrelse og strømningshastighet. Beregningen vurderer også den spesifikke geometri for vedkommende segment. Dette vil omfatte borehulleksentrisitet for vedkommende segment. Dette vil omfatte borehulleksentrisitet og spesifikk borerørgeometri (muffe/tapp oppsett) som påvirker strømningshastigheten sett i borehullets ringrom. Beregning av det dynamiske trykk omfatter videre oppsamling av borkaks nede i brønnen samt fluidreologi og borestrengens bevegelseseffekt (penetrering og dreining) på fluidets dynamiske trykk. Dynamic pressure considers many of the same factors when determining static pressure. However, it further considers a number of other factors. Among these is the concept of laminar versus turbulent flow. The flow properties are a function of the fluid's calculated roughness, hole size and flow rate. The calculation also considers the specific geometry of the segment in question. This will include borehole eccentricity for the relevant segment. This will include borehole eccentricity and specific drill pipe geometry (socket/pin layout) which affects the flow rate seen in the borehole annulus. Calculation of the dynamic pressure further includes collection of cuttings down in the well as well as fluid rheology and the effect of the drill string's movement (penetration and rotation) on the fluid's dynamic pressure.

Trykkforskjellen 262 for hele ringrommet beregnes og sammenlignes med innstillingspunktet for trykket 251 i styremodulen 264. Det ønskede mottrykk 266 blir så bestemt og ført videre til den programmerbare logikkstyreenhet 238 som genererer styresignaler for mottrykkspumpen 128. The pressure difference 262 for the entire annulus is calculated and compared with the set point for the pressure 251 in the control module 264. The desired back pressure 266 is then determined and passed on to the programmable logic control unit 238 which generates control signals for the back pressure pump 128.

Kalibrering og korrigering av mottrykk Calibration and correction of back pressure

Ovennevnte diskusjon er om hvordan mottrykk generelt beregnes ved å bruke flere parametere nede i brønnen, herunder brønntrykk og beregning av fluidviskositet og fluidtetthet. Disse parametrene bestemmes nede i brønnen og sendes opp gjennom slamsøylen ved å bruke trykkpulser. Siden databåndbredden for slampulstelemetri er svært lav og båndbredden blir brukt av andre MWD/LWD-funksjoner samt borestrengstyrefunksjoner kan ikke trykk nede i brønnen, fluidtetthet og viskositet legges inn i DAPC-modellen på en sann tids basis. Følgelig vil det fremgå at det sannsynligvis vil være en forskjell mellom det målte trykk nede i brønnen når det sendes opp til overflaten og det predikterte trykket nede i brønnen for vedkommende dybde. Når dette oppstår beregner DAPC-systemet justeringer til parametrene og implementerer disse i modellen for å utarbeide det beste estimatet for trykket nede i brønnen. Korrigeringene til modellen kan utføres ved å variere noen av de variable parametrene. I den foretrukne utførelse blir fluidtettheten og fluidviskositeten modifisert for å korrigere det predikterte trykket nede i brønnen. Videre blir den faktiske trykkmåling nede i brønnen ifølge nærværende utførelse, bare brukt for å kalibrere det beregnede trykk nede i brønnen. Det blir ikke brukt for å prediktere ringromstrykkresponsen nede i brønnen. Hvis brønntelemetribåndbredden øker kan det være praktisk å ta med sanntids trykket i brønnen og temperaturinformasjonen for å korrigere modellen. The above discussion is about how back pressure is generally calculated by using several parameters down the well, including well pressure and calculation of fluid viscosity and fluid density. These parameters are determined down in the well and sent up through the mud column using pressure pulses. Since the data bandwidth for mud pulse telemetry is very low and the bandwidth is used by other MWD/LWD functions as well as drillstring control functions, downhole pressure, fluid density and viscosity cannot be entered into the DAPC model on a real-time basis. Consequently, it will appear that there will probably be a difference between the measured pressure down in the well when it is sent up to the surface and the predicted pressure down in the well for the depth in question. When this occurs, the DAPC system calculates adjustments to the parameters and implements these in the model to prepare the best estimate for the pressure down the well. The corrections to the model can be made by varying some of the variable parameters. In the preferred embodiment, the fluid density and fluid viscosity are modified to correct the predicted downhole pressure. Furthermore, according to the present embodiment, the actual pressure measurement down the well is only used to calibrate the calculated pressure down the well. It is not used to predict the annulus pressure response down the well. If the well telemetry bandwidth increases, it may be practical to include the real-time pressure in the well and the temperature information to correct the model.

Siden det vil være en forsinkelse mellom målingen av trykk nede i brønnen og andre sanntids signaler, vil DAPC-styresystemet 236 videre indeksere inngangssignalene, slik at sanntids signalene korrelerer skikkelig med de forsinkede sendte signalene nede i brønnen. Riggfølersignaler, beregnet trykkforskjell og mottrykk som målinger nede i brønnen, kan være "tidsstemplet" eller "dybdestemplet", slik at signalene og resultatene skikkelig kan korreleres med senere mottatte brønndata. Ved å bruke en regresjonsanalyse basert på settet av nylig tidsstemplede, faktiske trykkmålinger, kan modellen justeres for mer nøyaktig å prediktere det faktiske trykk og det nødvendige mottrykk. Since there will be a delay between the downhole pressure measurement and other real-time signals, the DAPC control system 236 will further index the input signals so that the real-time signals correlate properly with the delayed downhole sent signals. Rig sensor signals, calculated pressure difference and back pressure as measurements down the well, can be "time-stamped" or "depth-stamped", so that the signals and results can be properly correlated with later received well data. Using a regression analysis based on the set of recently time-stamped actual pressure measurements, the model can be adjusted to more accurately predict the actual pressure and required back pressure.

Fig. 5 viser bruken av DAPC-styresystemet som demonstrerer en ikke-kalibrert DAPC-modell. Det vil fremgå at trykket nede i brønnen under boring (PWD) 400 blir forskjøvet i tid som følge av tidsforsinkelsen for signalet som velges og sendes opp gjennom hullet. Som resultat vil det eksistere en betydelig forskyvning mellom DAPC-prediktert trykk 404 og den ikke-tidsstemplede PDW 400. Når PWD blir tidsstemplet og flyttet tilbake i tid 402, blir forskjellen mellom PDW 402 og DAPC prediktert trykk 404 betydelig mindre ved sammenligning med ikke-tidsforskjøvet PDW 400. Ikke desto mindre er det en betydelig forskjell i DAPC-prediktert trykk. Som nevnt ovenfor blir denne forskjell tatt hensyn til ved å modifisere modellsignalene for fluidets 150 tetthet og viskositet. Basert på de nye estimatene på fig. 6, sporer det DAPC-predikterte trykk 404 nærmere den tidsstemplede PWD 402. Således bruker DAPC-modellen PDW for å kalibrere det predikterte trykk og modifisere modellsignalene til mer nøyaktige og prediktere trykk nede i brønnen gjennom hele borehullprofilen. Fig. 5 shows the use of the DAPC control system demonstrating an uncalibrated DAPC model. It will be seen that the pressure down in the well during drilling (PWD) 400 is shifted in time as a result of the time delay for the signal that is selected and sent up through the hole. As a result, a significant offset will exist between the DAPC-predicted pressure 404 and the non-time-stamped PDW 400. When the PWD is time-stamped and shifted back in time 402, the difference between the PDW 402 and the DAPC-predicted pressure 404 becomes significantly smaller when compared to non- time-shifted PDW 400. Nevertheless, there is a significant difference in DAPC-predicted pressure. As mentioned above, this difference is taken into account by modifying the model signals for the density and viscosity of the fluid 150. Based on the new estimates on fig. 6, the DAPC predicted pressure 404 tracks closer to the time-stamped PWD 402. Thus, the DAPC model uses PDW to calibrate the predicted pressure and modify the model signals to more accurately predict downhole pressures throughout the borehole profile.

Basert på det DAPC-predikterte trykk, vil DAPC-styresystemet 236 beregne det nødvendige mottrykksnivå 266 og sende det til den programmerbare logikkstyreenheten 240. Den programmerbare styreenhet 240 vil så generere de nødvendige styresignaler til struperen 130, ventilene 121 og 123 og mottrykkspumpen 128. Based on the DAPC predicted pressure, the DAPC control system 236 will calculate the required back pressure level 266 and send it to the programmable logic controller 240. The programmable logic controller 240 will then generate the necessary control signals for the throttle 130, the valves 121 and 123 and the back pressure pump 128.

Anvendelse av DAPC-systemet Application of the DAPC system

Fordelen med å bruke DAPC-mottrykksystemet kan leses i diagrammet på fig. 7. Det hydrastatiske trykk av fluidet er vist på linjen 302. Som det vil fremgå øker trykket som en lineær funksjon av borehullets dybde ifølge den enkle formelen: The advantage of using the DAPC back pressure system can be read in the diagram in fig. 7. The hydrostatic pressure of the fluid is shown on line 302. As will be seen, the pressure increases as a linear function of the borehole depth according to the simple formula:

Hvor P er trykket, p er fluidtettheten, TVD er den totale vertikale dybde av brønnen, og C er mottrykket. Når de gjelder de hydrostatiske trykk 302, er tettheten vann. Videre er mottrykket C null i et åpent system. For å sikre at ringromstrykket 303 her overskrider formasjonsporetrykket 300, blir imidlertid fluidet vektet for derved å øke det tilførte trykk etter hvert som dybden øker. Poretrykkprofilen 300 fremgår av fig. 7 og er lineær til tidspunktet da det forlater foringsrøret 301 hvoretter det utsettes for det faktiske formasjonstrykk som fører til en plutselig økning i trykket. Ved normal drift må fluidtettheten velges slik at ringromstrykket 303 overskrider formasjonsporetrykket under foringsrøret 301. Where P is the pressure, p is the fluid density, TVD is the total vertical depth of the well, and C is the back pressure. In terms of the hydrostatic pressures 302, the density is water. Furthermore, the back pressure C is zero in an open system. To ensure that the annulus pressure 303 here exceeds the formation pore pressure 300, however, the fluid is weighted to thereby increase the added pressure as the depth increases. The pore pressure profile 300 appears in fig. 7 and is linear until the time it leaves casing 301 after which it is subjected to the actual formation pressure which leads to a sudden increase in pressure. In normal operation, the fluid density must be chosen so that the annulus pressure 303 exceeds the formation pore pressure below the casing 301.

På den annen side tillater bruken av DAPC operatøren å foreta vesentlige, trinnvise endringer i ringromstrykket. Flere DAPC-trykklinjer 304, 306, 308 og 310 er vist på fig. 7. Som svar på trykkøkningen sett i poretrykket ved 300b, kan mottrykket C økes for trinnvis endring av ringromstrykket fra 304 til 306 til 308 til 310 som svar på økning av poretrykket 300b i motsetning til normale ringromstrykkteknikker som vist på linjen 303. DAPC-konseptet gir videre fordel med å kunne minske mottrykket som svar på en minskning av poretrykket sett i 300c. Det vil fremgå at forskjellen mellom DAPC-opprettholdt ringromstrykk 310 og poretrykket 300c, kjent som overbalansetrykket, er vesentlig mindre enn overbalansetrykket som ses ved å bruke konvensjonelle ringromstrykkreguleringsmetoder 303. Svært overbalanserte forhold kan negativt påvirke formasjonspermeabiliteten og tvinge større mengder av borehullfluid inn i formasjonen. On the other hand, the use of the DAPC allows the operator to make significant, incremental changes in the annulus pressure. Several DAPC pressure lines 304, 306, 308 and 310 are shown in FIG. 7. In response to the pressure increase seen in the pore pressure at 300b, the back pressure C can be increased to incrementally change the annulus pressure from 304 to 306 to 308 to 310 in response to the increase in pore pressure 300b as opposed to normal annulus pressure techniques as shown at line 303. The DAPC Concept gives the further advantage of being able to reduce the back pressure in response to a reduction in the pore pressure seen in 300c. It will be seen that the difference between the DAPC-maintained annulus pressure 310 and the pore pressure 300c, known as the overbalance pressure, is significantly less than the overbalance pressure seen using conventional annulus pressure control methods 303. Severely overbalanced conditions can adversely affect formation permeability and force larger amounts of borehole fluid into the formation.

Fig. 8 er en graf som viser en anvendelse av DAPC-systemet i et "ved balanseboring" (ABD)-miljø. Situasjonen på fig. 8 viser boretrykket i et intervall 320a som er nesten lineært til omtrent 2 km TVD og holdes i sjakk av konvensjonelt ringromstrykk 321a. Ved 2 km TVD oppstår en plutselig økning av poretrykket ved 320b. Ved å bruke nærværende teknikker, vil svaret være å øke fluidtettheten for å hindre innstrømning av formasjonsfluid og utvasking av borehullets slamkake. Den resulterende økning i tettheten modifiserer trykkprofilen tilført av fluidet til 321b. Ved dette vil det dramatisk øke overbalansetrykket, ikke bare i området 320c, men også i området 320a. Fig. 8 is a graph showing an application of the DAPC system in an "on balance drilling" (ABD) environment. The situation in fig. 8 shows the drilling pressure in an interval 320a which is nearly linear to about 2 km TVD and is held in check by conventional annulus pressure 321a. At 2 km TVD, a sudden increase in pore pressure occurs at 320b. Using present techniques, the answer will be to increase fluid density to prevent inflow of formation fluid and washout of the borehole mud cake. The resulting increase in density modifies the pressure profile imparted by the fluid to 321b. This will dramatically increase the overbalance pressure, not only in the area 320c, but also in the area 320a.

Ved å bruke DAPC-teknikken vil den alternative respons på trykkøkningen sett ved 320b, være å tilføre mottrykk til fluidet for å flytte trykkprofilen til høyre, slik at trykkprofilen 322 nærmere passer til poretrykket 320c, i motsetning til trykkprofilen 321b. Using the DAPC technique, the alternative response to the pressure increase seen at 320b would be to add back pressure to the fluid to move the pressure profile to the right, so that the pressure profile 322 more closely matches the pore pressure 320c, as opposed to the pressure profile 321b.

DAPC-fremgangsmåten for trykkregulering kan også brukes for å regulere større brønnhendelser, f.eks. fluidinntrengning. I tilfellet store formasjonsfluidinntrengninger, f.eks. et gasspark, ville den eneste mulighet under nærværende fremgangsmåter, bli å stenge BOP for effektivt å stenge brønnen, avlaste trykket gjennom struperen og killmanifolden og vekte opp borefluidet for å tilveiebringe mer ringromstrykk. Denne teknikk krever tid for å bringe brønnen under kontroll. En alternativ fremgangsmåte kalles av og til "borerens" fremgangsmåte som bruker kontinuerlig sirkulering uten å stenge brønnen. En tilførsel av tungvektet fluid, f.eks. 18 pund per gallon (ppg) (3,157 kg/l) blir konstant tilgjengelig under boreoperasjonene under ethvert satt foringsrør. Når et gasspark eller en formasjonsfluidinnstrømning blir oppdaget blir det tungt vektede fluid tilsatt og sirkulert ned i brønnen slik at innstrømningsfluidet går inn i løsningen med sirkulerende fluid. Innstrømningsfluidet begynner å komme ut av løsningen etter å ha nådd foringsskoen og blir frigjort gjennom strupemanifolden. Det vil fremgå at mens "borerens" fremgangsmåte gir kontinuerlig sirkulering av fluid, kan det fremdeles være nødvendig med ekstra sirkulasjonstid uten boring for å hindre mer formasjonsfluidinnstrømning og for formasjonsfluidet til å gå inn i sirkulasjon med borefluidet som nå har høyere tetthet. The DAPC method of pressure control can also be used to control major well events, e.g. fluid intrusion. In the case of large formation fluid intrusions, e.g. a gas kick, the only option under the present procedures would be to close the BOP to effectively shut in the well, relieve pressure through the choke and kill manifold and weight up the drilling fluid to provide more annulus pressure. This technique requires time to bring the well under control. An alternative method is sometimes called the "driller's" method, which uses continuous circulation without shutting in the well. A supply of heavyweight fluid, e.g. 18 pounds per gallon (ppg) (3.157 kg/l) becomes constantly available during the drilling operations below any set casing. When a gas kick or formation fluid inflow is detected, the heavily weighted fluid is added and circulated down the well so that the inflow fluid enters the solution with circulating fluid. The inflow fluid begins to come out of solution after reaching the liner shoe and is released through the throat manifold. It will be seen that while the "driller's" method provides continuous circulation of fluid, additional circulation time without drilling may still be required to prevent more formation fluid inflow and for the formation fluid to enter circulation with the drilling fluid which now has a higher density.

Ved å bruke den nåværende DAPC-teknikken vil mottrykket økes når en formasjonsfluidinnstrømning blir oppdaget i motsetning til tilsetning av tungt vektet fluid. Som ved borerensfremgangsmåte, blir sirkulasjonen fortsatt. Med økningen i trykk går formasjonsfluidinnstrømningen inn i løsningen i sirkulasjonsfluidet og blir frigjort via strupermanifolden. På grunn av at trykket har blitt øket vil det ikke lenger være nødvendig umiddelbart å sirkulere det tungt vektede fluidet. Siden mottrykket tilføres direkte til ringrommet, vil det raskt tvinge formasjonsfluidet til å gå inn i løsningen, i motsetning til å måtte vente til det tungt vektede fluidet blir sirkulert inn i ringrommet. Using the current DAPC technique, the back pressure will be increased when a formation fluid influx is detected as opposed to the addition of heavily weighted fluid. As with the drill cleaning method, circulation is continued. With the increase in pressure, the formation fluid inflow enters the solution in the circulation fluid and is released via the throttle manifold. Because the pressure has been increased, it will no longer be necessary to immediately circulate the heavily weighted fluid. Since the back pressure is applied directly to the annulus, it will quickly force the formation fluid to enter the solution, as opposed to having to wait for the heavily weighted fluid to be circulated into the annulus.

En annen anvendelse av DAPC-teknikken angår dens bruk i et ikke-kontinuerlig sirkuleringssystem. Som nevnt ovenfor brukes kontinuerlige sirkuleringssystemer til å hjelpe til å stabilisere formasjonen og unngå plutselige trykk 502-fall som oppstår når slampumpene slås av for å reparere/bryte nye rørforbindelser. Dette trykkfall 502 blir fulgt av en trykkspiss 504 når pumpene slås på igjen for boreoperasjoner. Dette er vist på fig. 9A. Disse variasjonene i ringromstrykket 500 kan negativt påvirke borehullets slamkake og kan føre til fluidinvasjon i formasjonen. Som vist på fig. 9B, kan DAPC-systemets mottrykk 506 tilføres ringrommet etter at slampumpene har blitt avstengt for derved delvis å avlaste det plutselige fall i ringromstrykket som skyldes avstengning av pumpen til et mindre trykkfall 502. Før pumpene stenges av kan mottrykket reduseres slik at pumpen ved spissen 504 likeledes blir redusert. Således kan DAPC-mottrykksystemet opprettholde et relativt stabilt trykk nede i brønnen under boringen. Selv om oppfinnelsen har blitt beskrevet under henvisning til en spesifikk utførelse, vil det fremgå at modifikasjoner kan utføres til systemet og fremgangsmåten som er beskrevet her, uten at oppfinnelsen fravikes. Another application of the DAPC technique concerns its use in a non-continuous circulation system. As mentioned above, continuous circulation systems are used to help stabilize the formation and avoid sudden pressure 502 drops that occur when the mud pumps are shut down to repair/break new pipe connections. This pressure drop 502 is followed by a pressure spike 504 when the pumps are turned back on for drilling operations. This is shown in fig. 9A. These variations in the annulus pressure 500 can negatively affect the borehole mud cake and can lead to fluid invasion in the formation. As shown in fig. 9B, the DAPC system's back pressure 506 can be supplied to the annulus after the mud pumps have been shut down in order to partially relieve the sudden drop in annulus pressure caused by shutting down the pump to a smaller pressure drop 502. Before the pumps are shut down, the back pressure can be reduced so that the pump at the tip 504 is likewise reduced. Thus, the DAPC back pressure system can maintain a relatively stable pressure down in the well during drilling. Although the invention has been described with reference to a specific embodiment, it will be apparent that modifications can be made to the system and method described here, without deviating from the invention.

Claims

1. Apparatus for regulating the formation pressure during drilling of an underground formation comprising: a drill string (112) which extends into a drill hole, the drill string comprising an assembly (113) down in the well, comprising drill bit (120); a primary pump (138) for selectively pumping a drilling fluid from a drilling fluid source (150) through the drill string (112), out of the drill bit (120) and into the annulus (115) produced when the drill string (112) penetrates the formation; a fluid outlet conduit (124) in fluid communication with the annulus for draining the drilling fluid to a reservoir (150) for cleaning the drilling fluid for reuse; a fluid back pressure system connected to the fluid outlet conduit, the fluid back pressure system comprising a flow meter (130), a back pressure pump (128), a fluid source (150), where the back pressure pump (128) can be selectively activated to increase the drilling fluid pressure in the annulus; characterized the wood sensors (116) and a telemetry system (119) in the assembly (113) down in the well, which can receive and send data, including sensor data, the sensor data comprising at least pressure and temperature data; a surface telemetry system to receive data and send commands to the downhole assembly; a flow meter (126) in the fluid back pressure system; a pressure monitoring system (146) that can receive information related to the wellbore, the drilling rig and drilling fluid as inputs into a model to predict pressure down the well and use the information to predict pressure down the well for continued drilling and the predicted pressure down the well is then compared to a desired downhole pressure and the difference is used to control a back pressure system, wherein the pressure monitoring system (146) is in communication with the telemetry system (119) and can use actual downhole pressure data to calibrate the model and modify input parameters to more accurately correlate predicted downhole pressure to actual downhole pressure data.

2. Apparatus according to claim 1, characterized in that the pressure monitoring system (146) can receive drilling operation data comprising drill string weight on the drill bit, drill string torque on the bit, drilling fluid weight, drilling fluid volume, primary and back pressure pump pressure, drilling fluid flow rates, drill string rate for penetration, drill string rotation rate and sensor data sent by the assembly down the well .

3. Apparatus according to claim 2, characterized in that the pressure monitoring system (146) uses drilling operation data to: monitor existing annulus pressure during drilling operations; model expected borehole pressures for continuous drilling; and regulate the primary pump and fluid back pressure system in response to existing annulus pressures and borehole expected pressures.

4. Apparatus according to claim 3, characterized in that the pressure monitoring system (146) further comprises communication device (240), treatment device (236) and regulation device (2230) to regulate the primary pump (138) and fluid back pressure system.

5. Apparatus according to claim 1, characterized in that the fluid source of the fluid counterpressure system is the drilling fluid source.

6. Apparatus according to claim 1, characterized in that the fluid source of the fluid back pressure system is the fluid discharge outlet.

7. Apparatus according to one of the preceding claims, characterized in that the sensor data includes temperature data.

8. Method for regulating the formation pressure during drilling of a subsurface formation comprising the steps: deployment of a drill string (112) which extends into a borehole, the drill string comprising an assembly (113) down the well, comprising a drill bit; selectively pumping a drilling fluid with a primary pump (138) from a drilling fluid source (150) through the drill string (112) out of the drill bit (120) and into the annulus (115) produced when the drill string penetrates the formation; providing a fluid outlet conduit (124) in fluid communication with the annulus (115) to drain drilling fluid to a reservoir (150) to clean the drilling fluid for reuse; selectively increasing the annulus drilling fluid pressure using a fluid back pressure system connected to the fluid outlet conduit; characterized in that a sensor (116) and a telemetry system (119) in the assembly down in the well, which can receive and send data, including sensor data, the sensor data comprising at least pressure data; providing a surface telemetry system to receive data and send commands to the downhole assembly; use information related to the wellbore, the drilling rig and drilling fluid as inputs in a model to predict pressure down the well and use the information to predict pressure down the well for continued drilling and the predicted pressure down the well is then compared with a desired pressure down the the well and the difference is used to control a back pressure system, in which actual downhole pressure data is used to calibrate the model and modify input parameters to more accurately correlate predicted downhole pressures to actual downhole pressure data.

9. Method according to claim 8, characterized by providing a pressure monitoring system (146) for receiving drilling operation data comprising drill string weight on the bit, drill string torque on the bit, drilling fluid weight, drilling fluid volume, primary and back pressure pump pressure, drilling fluid flow rates, drill string penetration rate, drill string rotation rate and sensor data sent by the assembly down in the well.

10. Method according to claim 9, characterized in that the pressure monitoring system (146) which uses drilling operation data, further monitors existing annulus pressure during the drilling operations; models borehole expected pressures for continuous drilling; and regulates the primary pump (138) and fluid back pressure system in response to existing annulus pressures and borehole expected pressures.

11. Method according to claim 10, characterized in that the pressure monitoring system (146) further comprises communication device (240), treatment device (236) and regulation device (230) to regulate the primary pump (138) and fluid back pressure system.

12. Method according to claim 8, characterized in that the fluid source of the fluid counterpressure system is the drilling fluid source.

13. Method according to claim 8, characterized in that the fluid source of the fluid back pressure system is the fluid discharge outlet.