NO339046B1 - Fremgangsmåte for boring av i det minste to brønnboringer - Google Patents
Fremgangsmåte for boring av i det minste to brønnboringer Download PDFInfo
- Publication number
- NO339046B1 NO339046B1 NO20051106A NO20051106A NO339046B1 NO 339046 B1 NO339046 B1 NO 339046B1 NO 20051106 A NO20051106 A NO 20051106A NO 20051106 A NO20051106 A NO 20051106A NO 339046 B1 NO339046 B1 NO 339046B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- well
- drilling
- parameters
- tool
- downhole
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 165
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 43
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 37
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 19
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 8
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 claims description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 18
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 108010001267 Protein Subunits Proteins 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
Description
Oppfinnelsen vedrører generelt feltet hydrokarbon-brønnboresystemer. Mer bestemt vedrører oppfinnelsen analyse og/eller styring av boreoperasjoner basert på nedihullsparametere.
Utvinningen av hydrokarboner fra en underjordisk formasjon involverer utplassering av et boreverktøy i jorden. Boreverktøyet drives inn i jorden fra en borerigg for å danne en brønnboring som hydrokarboner produseres gjennom. Under boreprosessen er det ønskelig å samle inn informasjon om boreoperasjonen og undergrunnsformasjonene. Sensorer er anordnet i forskjellige deler av overflatesystemene og/eller nedihullssystemene for å frembringe data blant annet om brønnboringen, jordformasjonene og driftstilstandene. Dataene samles inn og analyseres slik at det kan fattes beslutninger vedrørende boreoperasjonen og jordformasjonene.
En boreoperatør er typisk til stede ved boreriggen for å samle inn og vurdere data om brønnstedet. Boreoperatører overvåker dataene for å se om det eksisterer noen problemer, og for å foreta de nødvendige justeringer av de mekaniske eller elektriske systemer på boreriggen. For eksempel kan boreoperatøren justere borehastigheten, boreretningen, brønnboringstrykket og andre forhold. Ved å foreta justeringer kan boreoperatøren styre boreoperasjonen for å frembringe de ønskede resultater. Boreoperatøren stoler ofte på sin generelle forståelse eller erfaring ved betjening av boreutstyret, slik at brønnboringen bores på den mest effektive måte for å oppnå den ønskede brønnboringsbane, fortrinnsvis ved den lavest mulige kostnad.
Boreren vil typisk direkte utøve styring over brønnboreoperasjonen fra en overflatekontrollstasjon. Ved behandling av dataene, kan brønnboreoperatøren ofte hindre skade på boreverktøyet eller brønnboringen, hvilket kan ødelegge eller hindre brønnboreoperasjonen. I tillegg kan informasjonen brukes til å bestemme en ønsket borebane, optimale betingelser eller på annen måte være til nytte ved boreprosessen.
Forskjellige teknikker har blitt utviklet for å bistå ved styring av boreoperasjoner på brønnstedet. En slik teknikk involverer bruken av overflatekontrollsystemer for å styre nedihulls boreverktøy. Eksempler på overflateborekontrollsystemer er beskrevet i US-patent nr. 6,662,110, som er overdratt til rettsetterfølgeren for den foreliggende søknad. I slike tilfeller finner styringen av boreoperasjonen på brønnstedet sted ved brønnstedet. Én eller flere erfarne boreoperatører er typisk posisjonert på brønnstedet for å overvåke og styre boreoperasjonen.
US 5439064 beskriver en forbedret fremgangsmåte og et apparat for å styre retningen i forkant av en roterende drill for å fremstille en borehull-profil i det vesentlige planlagt på forhånd med minimal krumning og samtidig å opprettholde den optimale boreytelsen. Den foretrukne utførelsesform av systemet omfatter en borestreng; en roterbar borkrone festet på nevnte borestreng; og en kompatibel underenhet i borestrengen, den kompatible underenheten tilrettelegge endringer i retning av boringen av borehullet. Systemet omfatter videre et antall sensorer for å måle påkjenning innenfor den kompatible underenheten, og for å frembringe datasignaler som svarer til påkjenningene. Et reguleringssystem er innrettet for å bruke datasignalene for å endre retningen av borehullet ved å påføre en skjærkraft på borkronen.
I mange tilfeller er boreverktøyet i stand til å samle inn nedihullsdata under boreoperasjonen. Slike tilfeller kan f.eks. inkludere logging-under-boring eller måling-under-boring. I tillegg kan boreverktøyet tas ut av brønnboringen, for å sende formasjonsevalueringsverktøy ned i hullet for ytterligere undersøkelse. Disse formasjonsevalueringsverktøy brukes til å teste og/eller ta prøve av fluid i brønnboringen og/eller den omgivende formasjon. Eksempler på slike formasjonsevalueringsverktøy kan f.eks. inkludere kabeltesteverktøy og kabelprøvetakingsverktøy, så som de som er beskrevet i US-patent nr. 4,860,581 og 4,936,439, som er overdratt til rettsetterfølgeren for den foreliggende søknad.
Informasjonen som samles inn avformasjonsevalueringsverktøyet blir typisk sendt til overflaten (enten med kabel eller ved opphenting av verktøyet). Formasjonsevalueringsinformasjon brukes ofte f.eks. til å bestemme hvor produserbare ressurser er lokalisert. Så snart formasjonsevalueringsverktøyet har fullført sin undersøkelse, tas det ut og boreverktøyet kan på ny settes inn for å fortsette boreprosessen.
Til tross for disse fremskritt ved boreoperasjoner, gjenstår det et behov for å styre boreoperasjonene ved ett eller flere brønnsteder fra en ytre lokalisering. Det er ønskelig at et slikt system er i stand til å inkorporere et mangfold av data fra ett eller flere brønnsteder, og fremføre kommandoer som respons på disse, fortrinnsvis i sanntid. Det er videre ønskelig at et slikt system er i stand til automatisk og/eller manuell aktuering av slike kommandoer fra den ytre lokalisering, for å redusere eller eliminere behovet for boreoperatører på brønnstedet og/eller øke nivået av ekspertise som er tilgjengelig på brønnstedet/brønnstedene.
I minst ett aspekt vedrører den foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for boring av minst én brønnboring fra en ytre lokalisering. Brønnboringen er lokalisert på et brønnsted som har en borerigg med et nedihulls boreverktøy som er opphengt derfra. Fremgangsmåten involverer selektiv fremføring av nedihullsboreverktøyet inn i jorden for å danne den minst ene brønnboring, innsamling av brønnstedsparametere fra en flerhet av sensorer som er posisjonert omkring brønnstedet, sending av i det minste en del av brønnstedsparametrene til et ytre kontrollsenter, utførelse av en analyse av brønnstedsparametrene, og automatisk justering av brønnstedets oppsett fra det ytre senter basert på analysen av brønnstedets parametere. Nedihullsboreverktøyet opereres i henhold til et oppsett for brønnstedet.
I et annet aspekt vedrører den foreliggende oppfinnelse et system for boring av en brønnboring fra en ytre lokalisering. Systemet er forsynt med ett eller flere brønnsteder, et ytre kontrollsenter og en ytre kommunikasjonsforbindelse. Hvert brønnsted har en boresammenstilling, en flerhet av sensorer og en brønnsteds-transceiver. Boresammenstillingen har et boreverktøy som er opphengt fra en borerigg via en borestreng, og en borkrone ved en nedihulls ende av denne, tilpasset til fremføring i jorden, for å danne brønnboringen. Flerheten av sensorer er anordnet omkring brønnstedene. Sensorene er tilpasset til å samle inn brønnstedsparametere. Brønnstedstransceiveren sender signaler fra og mottar signaler ved brønnstedet. Det ytre kontrollsenter er forsynt med en ytre prosessor, en ytre transceiver og en ytre kontroller. Den ytre prosessor er tilpasset til å frembringe en analyse av brønnstedets parametere og å fatte beslutninger som respons på dette. Den ytre transceiver sender signaler fra og mottar signaler ved den ytre lokalisering. Den ytre kontroller er tilpasset til automatisk å justere brønnstedets oppsett i henhold til analysen av brønnstedets parametere. Den ytre kommunikasjonsforbindelse er anordnet mellom brønnstedet og ytre transceivere for å overføre signaler derimellom.
I enda et annet aspekt vedrører den foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for boring av minst én brønnboring ved et brønnsted fra en ytre lokalisering. Fremgangsmåten inkluderer selektivt operering av et nedihulls boreverktøy i henhold til et brønnsteds oppsett for å danne den minst ene brønnboring ved brønnstedet, innsamling av brønnstedets parametere fra en flerhet av sensorer som er posisjonert omkring brønnstedet, selektiv justering av brønnstedets oppsett på brønnstedet via en kontrollenhet på brønnstedet, sending av i det minste en del av brønnstedets parametere fra brønnstedet til et ytre kontrollsenter, fatting av beslutninger ved det ytre kontrollsenter basert på en analyse av brønnstedets parametere, og sending av kommandoer fra det ytre senter til brønnstedets kontrollenhet for å justere brønnstedets oppsett.
Foreliggende oppfinnelse er særlig egnet til å tilveiebringe en
fremgangsmåte for boring av i det minste to brønnboringer fra en ytre lokalisering, idet hver av de minst to borehull er lokalisert på et respektiv brønnsted som har en borerigg med et nedihulls-boreverktøy opphengt fra denne, omfattende selektivt å fremfører hvert av nedihulls-boreverktøyene ned i jorden for å danne de i det minste to brønnboringer, nedihulls-boreverktøyene opereres i henhold til de respektive brønnsteders oppsett; å samle inn brønnparametere fra et flertall sensorer plassert rundt brønnene; overføre minst en del av brønnparametere fra hver av brønnene til et ytre kontrollsenter; utføre en analyse av brønnparameterne fra hver av brønnene, hvor analysen av brønnparameterne fra hver av brønnene består av: å sammenligne brønnparameterne fra hver av brønnene med det respektive brønnstedets oppsettet for å avgjøre eventuelle avvik fra borestedets oppsett; og å kombinere og å sammenligne brønnparameterne fra hver av brønnene for en synergistisk analyse av borehulls parameterne; og overføring av en kommando fra det ytre kontrollsenteret til en mottaker plassert ved hver av brønnene, hvor kommandoen endrer en bane til nedihulls-boreverktøyet, og som er basert på analysen av brønnparameterne.
Foreliggende oppfinnelse er videre egnet til å tilveiebringe fremgangsmåte for boring av i det minste to brønnboringer ved et respektiv brønnsted fra en ytre lokasjon, omfattende selektivt å betjene minst to boreverktøy i henhold til et brønnoppsett for å danne de i det minste to brønnboringer; å samle inn brønnparametere fra et flertall sensorer plassert omkring i det minste to brønner; selektivt å justere hvert brønn oppsettet på brønnstedet via en brønnstyringsenhet; overføre minst en del av brønnparameterne fra hver av brønnene til et ytre kontrollsenter; sammenligne hver av brønnparametere fra hver av brønnene med det respektive brønnoppsettet for å bestemme eventuelle avvik fra borestedets oppsett; kombinere og sammenligne brønnparametere fra hver av brønnene for synergistisk analyse av borehulls parameterne; og overføring av en kommando for å justere automatisk boring av boreverktøyet lokalisert på hvert av brønnstedene fra det ytre kontrollsenteret basert på en analyse av brønnstedenes parametere i det ytre kontrollsenteret.
Andre aspekter av den foreliggende oppfinnelse vil bli tydelige med ytterligere henvisning til tegningene og den følgende beskrivelse.
En bedre forståelse av den foreliggende oppfinnelse kan fås når den følgende detaljerte beskrivelse av den foretrukne utførelse betraktes sammen med de følgende tegninger, hvor: Fig. 1 er et sideriss, delvis i snitt, av et brønnsted med overflatesystem og nedihullssystem for boring av en brønnboring. Fig. 2 er et skjematisk riss av et ytre system for styring av boringen av én eller flere brønnboringer. Fig. 3 er et skjematisk riss av et kommunikasjonssystem for et ytre borekontrollsystem. Fig. 4 er et flytskjema over fremgangsmåten til styring av boringen av minst én brønnboring fra en ytre lokalisering. Fig. 1 viser et brønnstedsystem 1 som den foreliggende oppfinnelse med fordel kan benyttes sammen med. Brønnstedssystemet inkluderer et overflatesystem 2, et nedihullssystem 3 og en overflatekontrollenhet 4. I den viste utførelse er et borehull 11 dannet ved hjelp av roterende boring på en måte som er velkjent. De som har ordinær fagkunnskap innen teknikken og som gis understøttelse i denne offentliggjøring vil imidlertid forstå at den foreliggende oppfinnelse også finner anvendelse ved andre boreapplikasjoner enn konvensjonell roterende boring (eksempelvis slammotorbasert retningsboring), og at den ikke er begrenset til landbaserte rigger.
Nedihullssystemet 3 inkluderer en borestreng 12 som er opphengt inne i borehullet 11 med en borkrone 15 ved sin nedre ende. Overflatesystem et 2 inkluderer den landbaserte plattform og boretårnsammenstilling 10 som er posisjonert over borehullet 11 som penetrerer en undergrunns formasjon F. Sammenstillingen 10 inkluderer et rotasjonsbord 16, en kelly 17, en krok 18 og en roterende svivel 19. Borestrengen 12 roteres ved hjelp av rotasjonsbordet 16, og tilføres energi ved hjelp av midler som ikke er vist, som er i inngrep med kellyen ved den øvre ende av borestrengen. Borestrengen 12 er opphengt fra en krok 18, som er festet til en løpeblokk (heller ikke vist), gjennom kellyen 17 og en roterende svivel 19 som tillater rotasjon av borestrengen i forhold til kroken.
Overflatesystemet inkluderer videre borefluid eller slam 26 som er lagret i en grop 27 som er tildannet ved borestedet. En pumpe 29 leverer borefluidet 26 til det indre av borestrengen 12 via en port i svivelen 19, hvilket forårsaker at borefluidet strømmer nedover gjennom borestrengen 12, som vist med retningspilen 9.
Borefluidet forlater borestrengen 12 via porter i borkronen 15, og sirkulerer deretter oppover gjennom området mellom utsiden av borestrengen og veggen i borehullet, benevnt ringrommet, som vist med retningspilene 32. På denne måte smører borefluidet borkronen 15 og fører formasjonsborekaks opp til overflaten, hvor det returneres til gropen 27 for resirkulasjon.
Borestrengen 12 inkluderer videre en bunnhullssammenstilling (bottom hole assembley, BHA), generelt angitt som 100, nær borkronen 15 (med andre ord, innenfor flere vektrørlengder fra borkronen). Bunnshullssammenstillingen inkluderer muligheter for måling, prosessering og laging av informasjon, så vel som kommunikasjon med overflaten. BHA'en 100 inkluderer således blant annet en anordning 110 for bestemmelse av og kommunisering av én eller flere egenskaper i formasjonen F som omgir borehullet 11, så som formasjonens resistivitet (eller konduktivitet), naturlige stråling, tetthet (gammastråle eller nøytron) og poretrykk.
BHA'en 100 inkluderer videre vektrør 130, 150 for utførelse av forskjellige andre målefunksjoner. Vektrøret 150 rommer et verktøy for måling under boring (Measurement-while-drilling, MWD). MWD-verktøyet inkluderer videre en anordning 160 for generering av elektrisk kraft til nedihullssystemet. Selv om et slampulssystem er vist med en generator som er drevet av strømmen av det borefluid 26 som strømmer gjennom borestrengen 12 og MWD-vektrøret 150, kan andre kraftsystemer og/eller batterisystemer anvendes.
Sensorer er lokalisert omkring brønnstedet for å samle inn data, fortrinnsvis i sanntid, vedrørende operasjonen på brønnstedet, så vel som tilstander på brønnstedet. For eksempel kan monitorer, så som kameraer 6, være anordnet til å tilveiebringe bilder av operasjonen. Overflatesensorer eller -måleinstrumenter 7 er anordnet omkring overflatesystemene for å tilveiebringe informasjon om overflateenheten, så som blant annet standrørtrykk, kraklast, dybde, overflatedreiemoment, omdreininger pr. minutt ved rotasjonen. Nedihullssensorer eller -måleinstrumenter 8 er anordnet omkring boreverktøyet og/eller brønnboringen for å tilveiebringe informasjon om nedihullstilstander, så som blant annet brønnboringens trykk, vekt på borkronen, dreiemoment på borkronen, retning, inklinasjon, vektrørets omdreininger pr. minutt, verktøyets temperatur, ringromstemperatur og verktøyflate. Informasjonen som er samlet opp av sensorene og kameraene føres til overflatesystem et, nedihullssystemet og/eller overflatekontrollenheten.
MWD-verktøyet 150 inkluderer en kommunikasjons-delsammenstilling 152 som kommuniserer med overflatesystem et. Kommunikasjons-delsammenstillingen 152 er tilpasset til å sende signaler til og motta signaler fra overflaten ved bruk av slampulstelemetri. Kommunikasjons-delsammenstillingen kan f.eks. inkludere en sender som genererer et signal, så som et akustisk eller elektromagnetisk signal, som er representativt for de målte boreparametere. Det genererte signal mottas ved overflaten av transdusere, representert ved henvisningstall 31, som omformer de mottatte akustiske signaler til elektroniske signaler for videre prosessering, lagring, kryptering og bruk i henhold til konvensjonelle metoder og systemer. Kommunikasjon mellom nedihullssystemene og overflatesystemene er vist som slampulstelemetri, så som det som er beskrevet i US-patent nr. 5,517,464, som er overdratt til rettsetterfølgeren for den foreliggende oppfinnelse. Det vil forstås av en med fagkunnskap innen teknikken at et mangfold av telemetrisystemer kan anvendes, så som borerør med ledning, elektromagnetiske telemetrisystemer eller andre kjente telemetrisystemer.
En kommunikasjonsforbindelse kan etableres mellom overflatekontrollenheten 4 og nedihullssystemet 3 for å betjene boreoperasjonen. Nedihullssystemet kommuniserer typisk med overflatekontrollenheten via overflatesystemet. Signaler overføres typisk til overflatesystem et via slampulstelemetri, og overføres deretter fra overflatesystemet til overflatekontrollenheten via kommunikasjonsforbindelsen 14. Signalene kan alternativt føres direkte fra nedihullsboreverktøyet til overflatekontrollenheten via kommunikasjonsforbindelsen 5. Overflatekontrollenheten kan sende kommandoer tilbake til nedihullssystemet for å aktivere BHA'en 100 og utføre forskjellige nedihullsoperasjoner og/eller justeringer. Overflatekontrollenheten kan deretter betjene overflatesystemet og/eller nedihullssystemene. For eksempel kan borekreftene styres ved å justere strømmen av slam gjennom slampumpen fra overflaten og inn i nedihullssystemet. Slike justeringer av overflatesystemene og/eller nedihullssystemene kan brukes til å styre boreoperasjonen.
Betjeningen av boreoperasjonen kan utføres ved manuell aktuering av forskjellige ventiler, brytere eller andre innretninger, hvilket vil forstås av de som har fagkunnskap innen teknikken. Brønnstedet er satt opp slik at måleinstrumenter, ventiler, brytere og andre innretninger i overflatesystemene og/eller nedihullssystemene er i en initial innstilling, generelt benevnt "brønnstedets oppsett". Dette brønnstedets oppsett kan selektivt justeres for å styre boreretningen.
Brønnstedet 1 kan valgfritt være forsynt med automatiserte systemer som er i stand til å utføre de nødvendige justeringer av brønnstedets oppsett, enten istedenfor eller sammen med manuelle systemer. Som med de manuelle systemer kan automatiske systemer anvendes til å justere og/eller styre overflatesystemet 2 og/eller nedihullssystemet 3. For eksempel kan nedihullssystemer med lukket sløyfe inkorporeres i nedihullssystemet 3 for automatisk å justere boreoperasjonen som respons på informasjon som samles inn fra nedihullssensorer. Eksempler på slike nedihulls kontrollsystemer er beskrevet i US-søknad med serienr. 10/065,080, som er overdratt til rettsetterfølgeren for den foreliggende oppfinnelse. Overflatekontrollenheten 4 kan også være tilpasset til automatisk å styre boreoperasjonen. Eksempler på teknikker hvor overflatekontrollsystemer automatisk styrer boreoperasjonen er vist, f.eks. i US-patent nr. 6,662,110, US søknad med serienr. 10/248,704 og US søknad med serienr. 10/334,437, som alle er overdratt til rettsetterfølgeren for den foreliggende oppfinnelse.
Overflatekontrollenheten 4 kan brukes til å aktuere den manuelle og/eller automatiske styring av boreoperasjonen. Overflatekontrollenheten 4 mottar informasjon fra sensorene 6, 7 og 8 via kommunikasjonsforbindelsen 5 mellom overflatekontrollenheten og nedihullssystemet og/eller kommunikasjonsforbindelsen 14 mellom overflatekontrollenheten og overflatesystemet. Informasjonen mottas fortrinnsvis av overflatekontrollenheten i sanntid, slik at boreoperasjonen kan overvåkes kontinuerlig. Overflatekontrollsysemet kan forsynes med prosessorer for å analysere dataene og/eller aktuatorer for å respondere på disse. Aktuatorer kan f.eks. tilveiebringes til å justere slampumpens mengde ved overflaten, boreretningen nede i hullet, osv., hvilket vil forstås av de som har fagkunnskap innen teknikken. En boreoperatør kan være lokalisert ved overflatekontrollenheten for å overvåke, analysere og/eller respondere på informasjon som mottas. I enkelte tilfeller kan et feltservice-mannskap transporteres til flere steder for å utføre de manuelle styringer. Overflatekontrollenheten kan alternativt være forsynt med systemer for automatisk styring av boreoperasjonen, som beskrevet ovenfor. Forskjellige kombinasjoner av manuell og/eller automatisk overflatestyring kan brukes for å betjene boreoperasjonen.
Det skal nå vises til fig. 2, hvor et fjerntliggende, eller ytre (offsite), system 200 for styring av en boreoperasjon er vist. Det ytre system 200 inkluderer et ytre kontrollsenter 202 som er operativt forbundet til ett eller flere (i dette tilfelle 4) brønnsteder 212a, b, c og d for styring av disse via en kommunikasjonsforbindelse 214 (henholdsvis a, b, c og d) mellom disse.
Brønnstedene 212 kan være en hvilken som helst type brønnsted, så som brønnstedssystemet 1 på fig. 1. Brønnstedet 212a inkluderer en borerigg 222 med et nedihullsverktøy 224a for måling-under-boring som er utplassert derfra, inn i brønnboringen 225a. Brønnstedet 212a inkluderer videre en overflatekontrollenhet 228a som er tilpasset til å kommunisere med overflatesystem er og nedihullssystemer på brønnstedet. Overflatekontrollenheten sender den informasjon som er mottatt fra brønnstedet til det ytre kontrollsenter. Det ytre kontrollsenter sender kommandoer tilbake til overflatekontrollenheten for å foreta justeringer på boreoperasjonen som nødvendig.
Brønnstedet 212b er hovedsakelig det samme som brønnstedet 212a, med unntak av at kommunikasjonsforbindelsen direkte forbinder det ytre kontrollsenter og boreverktøyet 224b nede i hullet. Dette gjør det mulig for det ytre kontrollsenter å foreta justeringer direkte på nedihullsboresystemet. En kommunikasjonsforbindelse kan være også være anordnet mellom det ytre kontrollsenter og overflateboresystemene (ikke vist).
Under boreoperasjonen kan boreverktøyet 224 tas ut og et kabelverktøy kan plasseres i brønnboringen for ytterligere testing. Brønnstedet 212c viser et kabelverktøy 224c som er opphengt i brønnboringen 225c. Kabelverktøyet er tilpasset til å evaluere en formasjon F som er penetrert av brønnboringen for å bestemme forskjellige nedihullstilstander. Eksempler på kabelverktøy er vist i US-patent nr. 4860581 og 4936439, som er overdratt til rettsetterfølgeren for den foreliggende oppfinnelse. Andre nedihullsverktøy, så som elektromagnetiske verktøy, hurtig-formasjonstesteverktøy, nukleære magnetiske verktøy, verktøy for logging-under-boring, verktøy for foringsrørboring, verktøy for kabelboring og andre nedihullsverktøy kan anordnes i brønnboringer på hvert av brønnstedene for å utføre forskjellige operasjoner. Ett eller flere av disse verktøyene er utstyrt med sensorer for å samle inn nedihullsdata og hente opp data til
overflatekontrollenheten.
Brønnstedet 212d viser et kveilrørsverktøy 224d som er posisjonert i brønn-boringen 225d. Dette viser at andre boreverktøy, så som verktøy for logging-under-boring, kabelboring eller foringsrørboring, også kan anvendes og styres av det ytre kontrollsenter.
Brønnstedene 212a, b, c og d er forbundet til det ytre kontrollsenter 202 via kommunikasjonsforbindelser henholdsvis 214a, b, c og d.
Kommunikasjonsforbindelsene kan være en hvilken som helst type av kommunikasjonsforbindelser, så som telefonlinjer (214a), internett (214b), satellitt (214c), antenne (214d), mikrobølge, radio, mobiltelefoner, osv. Kommunikasjonsforbindelser mellom et fjerntliggende system og et brønnsted er beskrevet f.eks. i US søknad med serienr. 10/157,186 som er overdratt til rettsetterfølgeren for den foreliggende oppfinnelse.
Kommunikasjonsforbindelsen 214 er tilpasset til å føre signaler mellom brønnstedene og det ytre kontrollsenter. Generelt sendes informasjon som samles inn på brønnstedet til det ytre kontrollsenter, og kommandoer returneres som respons på dette. Kommandoene sendes fortrinnsvis i sanntid for å tillate kontinuerlig styring av brønnstedet/brønnstedene. Kommandoene kan brukes f.eks. til å endre overflatesystem er og/eller nedihullssystemer, for å justere boreoperasjonen for å bore langs den ønskede bane i henhold til de ønskede parameter. Det ytre kontrollsenter kan også valgfritt brukes til å styre andre operasjoner på brønnstedet/brønnstedene.
En ytterligere kommunikasjonsforbindelse, så som forbindelsen 228, kan etableres mellom brønnboringene. På denne måten kan informasjon utveksles mellom brønnboringer. I tillegg kan signaler føres fra et brønnsted til det ytre kontrollsenter via et mellomliggende brønnsted. Dette kan være nyttig f.eks. i tilfelle hvor det brønnsted ikke er i stand til å kommunisere direkte med det ytre kontrollsenter på grunn av lokalisering, eller når kommunikasjonsforbindelsen 214 ikke kan etableres mellom dem. Dette tilveiebringer muligheten for at det ytre kontrollsenter kan styre et første brønnsted gjennom en kommunikasjonsforbindelse fra et annet brønnsted. Et eneste brønnsted kan funksjonere som et ytre kontrollsenter for ett eller flere andre brønnsteder og gi kommandoer til og styre flere brønnsteder. Andre iterasjoner av kommunikasjonsforbindelser og samhandling mellom steder er også tenkelig.
Fig. 3 viser skjematisk kommunikasjonen for det ytre system 200. Brønnstedet 212 inkluderer sensorer 300 for innsamling av informasjon om brønnstedet. Sensorene kan være måleinstrumenter, monitorer, kameraer, osv., lokalisert omkring overflatesystem er og/eller nedihullssystemer. Dataene samles inn og prosesseres av en prosessor 302. Transdusere, kodeinnretninger og andre innretninger kan brukes til å omforme, komprimere eller på annen måte behandle signalet som nødvendig. Automatiske og/eller manuelle systemer kan anvendes på brønnstedet for selektivt å respondere på dataene som mottas fra sensorene. Dataene sendes via transceiveren 304 gjennom kommunikasjonsforbindelsen 214 til den ytre kontrollenhet 202.
Det ytre kontrollsenter mottar informasjon fra brønnstedene via transceiver 306. Informasjonen lagres og prosesseres av prosessoren 308. Hvis det er ønskelig kan en monitor/et display 310 også være anordnet til å vise informasjon som vedrører den mottatte informasjon. Så snart den er analysert kan informasjonen brukes til å fatte beslutninger om boreoperasjonen på brønnstedet. Kommandoer som er basert på beslutningene formuleres og sendes via transceiveren 306 gjennom kommunikasjonsforbindelsen 214, tilbake til brønnstedet 212. Brønnstedet er forsynt med aktuator(er) 312 for aktivering av kommandoene på brønnstedet.
Det ytre kontrollsenter kommuniserer med brønnstedene 212 via kommunikasjonsforbindelsen 214. Kommunikasjonsforbindelsen kan være tilkoplet til én eller flere lokaliseringer på brønnstedet 212. For eksempel kan kommunikasjonsforbindelsen være tilkoplet til en transceiver som er posisjonert ved overflatesystemene og/eller nedihullssystemene. Kommunikasjonsforbindelsen kan også være posisjonert i en overflatekontrollenhet som er operativt forbundet til overflatesystemene og nedihullssystemene via en sekundær kommunikasjonsforbindelse. Én eller flere forbindelser kan tilføyes til flere ytre forbindelser, flere brønnboringer og/eller flere posisjoner omkring brønnstedet/brønnstedene.
Ett eller flere av brønnstedene kan sende informasjon til det ytre kontrollsenter for analyse. Informasjonen kan lagres og/eller brukes til å fatte beslutninger i sanntid. Informasjonen over og/eller mellom de flere brønnboringer kan sammenlignes og analyseres for å bistå ved bestemmelse av geologiske tilstander, lokalisering av formasjoner, så vel som annen informasjon. Informasjonen kan lagres separat, eller kombineres som nødvendig. I tillegg kan boredata, brønnboringsdata formasjonsdata og andre data fra ett eller flere verktøy kombineres for ytterligere analyse. For eksempel kan data fra boreverktøyet og et kabelverktøy som er anordnet i den samme brønnboringen brukes for analyse. Data fra boreverktøy og/eller kabelverktøy i tilstøtende brønnboringer kan også analyseres. Evnen til å kombinere, sammenligne og evaluere flere brønnboringer og/eller data fra flere kilder kan brukes til synergistisk analyse av et bredt mangfold av data. Datamaskinprogrammer kan brukes til å modellere brønnsteder og designe boreplaner for én eller flere brønnboringer.
Én eller flere operatører kan posisjoneres på det ytre kontrollsenter for å se gjennom, prosessere og overvåke informasjon som mottas fra brønnstedet/brønn-stedene, og for sende kommandoer som respons på disse. Boreoperatøren kan være lokalisert på det ytre senter for å overvåke og styre flere enn én brønnboring. Den avanserte ekspertise til en operatør kan da stilles til rådighet for flere brønnboringer. Ekspertisen, informasjonen og kommanderingsevnen kan plasseres i det ytre senter for å tillate aktuering av borejusteringer for flere brønnsteder. Bemanningen ved hver individuelle brønnboring kan da reduseres eller flyttes til det ytre senter.
Det ytre kontrollsenter kan automatiseres til å sende kommandoer som respons på dataene i henhold til forhåndsbestemte kriterier. Kombinasjoner av manuelle og automatiserte systemer kan også anvendes. For eksempel kan systemet være automatisert, men tillate manuell intervensjon av en operatør hvis dette er nødvendig. Systemet kan være anordnet til å respondere automatisk på alarmer. Et eksempel på et automatisert system som kan aktiveres basert på alarmkriterier er offentliggjort i US søknad med serienr. 10/334,437, som er overdratt til rettsetterfølgeren for den foreliggende oppfinnelse.
Systemet som er vist på fig. 2 og 3 brukes til å motta
brønnstedsinformasjon og tilveiebringe borekommandoer som respons på denne. Det vil imidlertid forstås at systemet kan brukes til å operere og styre et mangfold av nedihullsverktøy, så som kabelsystemer, kveilrørssystemer, systemer for logging-under-boring, overflatesystem er og annet brønnstedsutstyr og/eller brønnstedsoperasjoner.
Fig. 4 viser en fremgangsmåte 400 for boring av minst én brønnboring fra en ytre lokalisering. Som et eksempel vil det ytre system 200 på fig. 2 bli brukt til å demonstrere fremgangsmåten. Boreverktøyet 224a føres selektivt frem, inn i jorden 410. Boreverktøyet kan stoppes, startes, trekkes tilbake og/eller føres frem som nødvendig under boreprosessen. Sensorer som er anordnet omkring brønnstedet 212 samler inn informasjon om brønnstedet, så som brønnstedsparametere fra overflatesystemet, nedihullssystemet, brønnboringen og/eller den omgivende formasjon 412. Dataene kan samles inn fra boreverktøyet mens det blir ført frem inn i jorden for å danne borehullet, fra boreverktøyet mens det er i ro, fra en kabel 224c eller et annet verktøy som er posisjonert i brønnboringen, fra overflatesystemene, fra allerede eksisterende data eller manuelt innlagte data.
Brønnstedets parametere sendes til det ytre kontrollsenter 414. Brønn-stedets parametere kan sendes som mottatt i sanntid, eller i forskjellige intervaller, ettersom hva som er ønskelig. Informasjonen kan sendes fra én eller flere av sensorene på ett eller flere av brønnstedene, og samles opp for analyse på det ytre kontrollsenter 202. Så snart de er mottatt kan dataene behandles på et mangfold av måter. Dataene analyseres og beslutninger tas basert på de brønnstedsparametere som er mottatt 416. Beslutningen kan fattes basert på enkelte av eller noen av dataene i sanntid eller i forskjellige intervaller. Beslutningene kan baseres på forhåndsbestemte kriterier, operatørerfaring, ønskede resultater, programmerte modeller, osv. Beslutningene brukes deretter til å designe en ønsket boreplan. For å sette boreplanen i verk, justeres brønnstedets oppsett automatisk av det ytre kontrollsenter, basert på analysen av brønnstedets parametere 418.
Kommandoer blir typisk sendt til brønnstedet for å justere brønnstedets oppsett. Så snart de er mottatt på brønnstedet blir kommandoene implementert. Modifikasjonen av brønnstedets oppsett endrer i sin tur boreoperasjonen. For eksempel kan borehastigheten eller trajektorien justeres basert på de mottatte data. Kommandoer kan sendes til én eller flere av boreoperasjonene på ett eller flere brønnsteder for å endre brønnstedets oppsett for å oppnå den ønskede borehastighet og/eller bane.
Claims (23)
1. Fremgangsmåte for boring av i det minste to brønnboringer (11) fra en ytre lokalisering, idet hver av de minst to borehull er lokalisert på et respektiv brønnsted (212) som har en borerigg (10) med et nedihulls-boreverktøy (224) opphengt fra denne,
karakterisert vedat den omfatter: selektivt å fremfører hvert av nedihulls-boreverktøyene (224) ned i jorden for å danne de i det minste to brønnboringer (11), nedihulls-boreverktøyene (224) opereres i henhold til de respektive brønnsteders (212) oppsett; å samle inn brønnparametere fra et flertall sensorer (300) plassert rundt brønnene (11); overføre minst en del av brønnparameterne fra hver av brønnene (11) til et ytre kontrollsenter (202); utføre en analyse av brønnparameterne fra hver av brønnene (11), hvor analysen av brønnparameterne fra hver av brønnene (11) består av: å sammenligne brønnparameterne fra hver av brønnene med det respektive brønnstedets (212) oppsettet for å avgjøre eventuelle avvik fra borestedets (212) oppsett; og å kombinere og å sammenligne brønnparameterne fra hver av brønnene (11) for en analyse med synergivirkning av borehulls parameterne; og overføring av en kommando fra det ytre kontrollsenteret (202) til en mottaker (306) plassert ved hver av brønnene (11), hvor kommandoen endrer en bane til nedihulls-boreverktøyet (224), og som er basert på analysen av brønnparameterne.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvor den videre omfatter manuell justering av brønnstedets (212) oppsett på brønnstedet (212).
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvor den videre omfatter automatisk justering av brønnstedets (212) oppsett på brønnstedet (212).
4. Fremgangsmåte som angitt i krav 3, hvor de automatiske justeringer gjøres med det ene av en overflatekontrollenhet (4), en nedihulls kontrollenhet (3) og kombinasjoner av disse.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor minst en del av sensorene (300) er plassert rundt en av et overflatesystem (2) til brønnstedet (212), et nedhulls system (3) til brønnstedet (212), brønnboringen (11) og en tilstøtende formasjon og kombinasjoner derav.
6. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, videre omfattende etablering av en ytre kommunikasjonsforbindelse (214) mellom det ytre kontrollsenteret (200) og brønnstedet (212).
7. Fremgangsmåtes om angitt i krav 6, hvor den ytre kommunikasjonsforbindelsen (214) er mellom det ytre kontrollsenteret (202) og en overflatekontrollenhet (4) på brønnstedet (212).
8. Fremgangsmåte som angitt i krav 7, videre omfattende etablering av en kommunikasjonsforbindelse (214) på stedet, mellom overflatekontrollenheten (4) og det ene av et overflatesystem (2) på brønnstedet (212), et nedihulls system (3) på brønnstedet (212) og kombinasjoner av disse.
9. Fremgangsmåte som angitt i krav 6, hvor den ytre kommunikasjonsforbindelsen (214) er mellom det ytre kontrollsenteret (202) og nedihulls-verktøyet (224).
10. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, videre omfattende etablering av en brønnstedskommunikasjonsforbindelse mellom ett eller flere brønnsteder (212).
11. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende utplassering av et brønnverktøy (224) i borehullet (11).
12. Fremgangsmåte ifølge krav 11, hvor minst en del av sensorene (300) er plassert om brønnverktøyet (224).
13. Fremgangsmåte ifølge krav 11, hvor boreverktøyet blir fjernet før utplassering av nedihulls-verktøyet (224), og settes inn igjen etter fjerningen av nedihulls-verktøyet (224).
14. Fremgangsmåte ifølge krav 11, hvor brønnverktøyet er en av et kabelverktøy, et kveilerør-verktøy, et hurtig dannende testerverktøy, et elektromagnetisk verktøy og kombinasjoner derav.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor parameterne overføres via en av satellitt, kabel, telelinjer, internett, radio, mikrobølger og kombinasjoner derav.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor sende og justerings trinnene utføres i sanntid.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor sende og justerings trinnene utføres i intervaller.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor boreverktøyet er en av et måling under borings verktøy, et logging under boring, et kabelboreverktøy, et foringsrør boreverktøy og kombinasjoner derav.
19. Fremgangsmåte for boring av i det minste to brønnboringer (11 )ved et respektiv brønnsted (212) fra en ytre lokasjon,karakterisert ved: selektivt å betjene minst to boreverktøy (224) i henhold til et brønnoppsett for å danne de i det minste to brønnboringer (11); å samle inn brønnparametere fra et flertall sensorer (300) plassert omkring i det minste de to brønner (11); selektivt å justere hvert brønn oppsett på brønnstedet (2219 via en brønnstyringsenhet (3); overføre minst en del av brønnparameterne fra hver av brønnene (11) til et ytre kontrollsenter (202); sammenligne hver av brønnparameterne fra hver av brønnene (11) med det respektive brønnoppsettet for å bestemme eventuelle avvik fra borestedets oppsett; kombinere og sammenligne brønnparametere fra hver av brønnene (11) for en analyse med synergivirkning av borehulls parameterne; og overføring av en kommando for å justere automatisk boring av boreverktøyet (224) lokalisert på hvert av brønnstedene (212) fra det ytre kontrollsenteret (202) basert på en analyse av brønnstedenes parametere i det ytre kontrollsenteret (202).
20. Fremgangsmåte ifølge krav 19, videre omfattende manuelt å justere brønnoppsettet på brønnstedet (212).
21. Fremgangsmåte ifølge krav 19, videre omfattende automatisk å justere brønnoppsettet på brønnstedet (212).
22. Fremgangsmåte ifølge krav 19, videre omfattende å bestemme kommandoen i det ytre kontrollsenteret (200) som reaksjon på hver av brønnparameterne; overføring av kommandoen fra det ytre kontrollsenteret (200) til en overflate-styreenhet (202) for hver av brønnene (11); automatisk overføring av kommandoen fra overflatestyreenheten (202) til nedihulls-boreverktøyene (224); og gjennomføring av kommandoen ved de respektive nedihulls-boreverktøyene (224).
23. Fremgangsmåte ifølge krav 22, hvor gjennomføringen av kommandoen omfatter å forandre brønnoppsettet.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10/708,406 US7832500B2 (en) | 2004-03-01 | 2004-03-01 | Wellbore drilling method |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20051106D0 NO20051106D0 (no) | 2005-03-01 |
NO20051106L NO20051106L (no) | 2005-09-02 |
NO339046B1 true NO339046B1 (no) | 2016-11-07 |
Family
ID=34423487
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20051106A NO339046B1 (no) | 2004-03-01 | 2005-03-01 | Fremgangsmåte for boring av i det minste to brønnboringer |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7832500B2 (no) |
CN (1) | CN1664308B (no) |
CA (1) | CA2496162C (no) |
DE (1) | DE102005008430A1 (no) |
FR (1) | FR2866922B1 (no) |
GB (2) | GB2411669B (no) |
MX (1) | MXPA05001898A (no) |
NO (1) | NO339046B1 (no) |
RU (1) | RU2369738C2 (no) |
Families Citing this family (49)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7305305B2 (en) * | 2004-12-09 | 2007-12-04 | Baker Hughes Incorporated | System and method for remotely controlling logging equipment in drilled holes |
US8692685B2 (en) * | 2005-09-19 | 2014-04-08 | Schlumberger Technology Corporation | Wellsite communication system and method |
US8812334B2 (en) | 2006-02-27 | 2014-08-19 | Schlumberger Technology Corporation | Well planning system and method |
CA2651075C (en) * | 2006-05-23 | 2015-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote logging operations environment |
US9410418B2 (en) | 2007-08-29 | 2016-08-09 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Real time well data alerts |
US10502051B2 (en) * | 2006-12-27 | 2019-12-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for downloading while drilling data |
US7606666B2 (en) | 2007-01-29 | 2009-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing oilfield drilling operations using visualization techniques |
WO2008112929A1 (en) | 2007-03-13 | 2008-09-18 | Schlumberger Canada Limited | Method and system for managing information |
US20080230221A1 (en) * | 2007-03-21 | 2008-09-25 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for monitoring near-wellbore and far-field reservoir properties using formation-embedded pressure sensors |
US8014987B2 (en) * | 2007-04-13 | 2011-09-06 | Schlumberger Technology Corp. | Modeling the transient behavior of BHA/drill string while drilling |
US8688487B2 (en) | 2007-04-18 | 2014-04-01 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for measuring technology maturity |
US7814989B2 (en) | 2007-05-21 | 2010-10-19 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing a drilling operation in an oilfield |
US8332194B2 (en) | 2007-07-30 | 2012-12-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system to obtain a compositional model of produced fluids using separator discharge data analysis |
US8073800B2 (en) | 2007-07-31 | 2011-12-06 | Schlumberger Technology Corporation | Valuing future information under uncertainty |
US7857075B2 (en) * | 2007-11-29 | 2010-12-28 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore drilling system |
GB2467695B (en) * | 2007-12-05 | 2012-12-19 | Schlumberger Holdings | Method and apparatus for off-rig processing rig sensor data |
US8154419B2 (en) * | 2007-12-14 | 2012-04-10 | Halliburton Energy Services Inc. | Oilfield area network communication system and method |
US7878268B2 (en) | 2007-12-17 | 2011-02-01 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield well planning and operation |
US8135862B2 (en) * | 2008-01-14 | 2012-03-13 | Schlumberger Technology Corporation | Real-time, bi-directional data management |
US8285532B2 (en) | 2008-03-14 | 2012-10-09 | Schlumberger Technology Corporation | Providing a simplified subterranean model |
US20090250225A1 (en) * | 2008-04-02 | 2009-10-08 | Baker Hughes Incorporated | Control of downhole devices in a wellbore |
US9488044B2 (en) | 2008-06-23 | 2016-11-08 | Schlumberger Technology Corporation | Valuing future well test under uncertainty |
CA2693716C (en) * | 2008-12-09 | 2019-08-20 | Nabors Global Holdings, Ltd. | Real time well data alerts |
US7823656B1 (en) | 2009-01-23 | 2010-11-02 | Nch Corporation | Method for monitoring drilling mud properties |
US9328573B2 (en) * | 2009-10-05 | 2016-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Integrated geomechanics determinations and wellbore pressure control |
US20120138312A1 (en) | 2009-11-04 | 2012-06-07 | George Thomas Strong | Methods for Retrieving A Dipper Assembly |
US20110297395A1 (en) * | 2009-12-30 | 2011-12-08 | Schlumberger Technology Corporation | Remote drilling and completions management |
US8616274B2 (en) | 2010-05-07 | 2013-12-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for remote wellbore servicing operations |
EP2578797B1 (de) * | 2011-10-07 | 2017-05-03 | KEURO Besitz GmbH & Co. EDV-Dienstleistungs KG | Verfahren zum Verwalten von Bohrgestängen, Bohrwerkzeugen, Bohrloch-Verrohrungen und dergleichen für Erdbohrungen |
US9593567B2 (en) | 2011-12-01 | 2017-03-14 | National Oilwell Varco, L.P. | Automated drilling system |
RU2604343C2 (ru) | 2012-04-24 | 2016-12-10 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Передача данных, относящихся к углеводородной скважине, с мобильной буровой установки |
CN103790576A (zh) * | 2012-10-31 | 2014-05-14 | 东营市天庚石油技术有限公司 | 一种石油钻井用mwd无线压力传感器传输装置 |
WO2014114369A1 (de) | 2013-08-27 | 2014-07-31 | Bauer Spezialtiefbau Gmbh | Verfahren und bohranordnung zum richtungsgenauen einbringen eines bohrrohres |
US9593566B2 (en) | 2013-10-23 | 2017-03-14 | Baker Hughes Incorporated | Semi-autonomous drilling control |
US10062044B2 (en) * | 2014-04-12 | 2018-08-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for prioritizing and allocating well operating tasks |
US10861110B2 (en) * | 2014-08-04 | 2020-12-08 | Schlumberger Technology Corporation | Collaborative system and method for performing wellsite tasks |
US10626714B2 (en) | 2015-04-19 | 2020-04-21 | Schlumberger Technology Corporation | Wellsite performance system |
CH711001A2 (de) | 2015-04-28 | 2016-10-31 | Bs2 Ag | Bohrgerät und Verfahren zum Bohren eines Bohrlochs sowie Verwendung eines Bohrgeräts. |
US10683744B2 (en) | 2015-09-01 | 2020-06-16 | Pason Systems Corp. | Method and system for detecting at least one of an influx event and a loss event during well drilling |
US20170089193A1 (en) * | 2015-09-24 | 2017-03-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for coupling downhole tools from different well bores |
EP4269896A3 (en) * | 2015-11-30 | 2024-01-24 | Nextracker LLC | Systems for and methods of automatically scheduling and executing in situ tests on electrical and mechanical systems |
CN108533249A (zh) * | 2018-04-28 | 2018-09-14 | 中国电子科技集团公司第二十二研究所 | 矿用本安型信号测量装置 |
CN108540154A (zh) * | 2018-04-28 | 2018-09-14 | 中国电子科技集团公司第二十二研究所 | 矿用本安型信号接收装置 |
CN108798644A (zh) * | 2018-06-04 | 2018-11-13 | 北京六合伟业科技股份有限公司 | 一种钻测测斜数据qc校核方法 |
US10807132B2 (en) | 2019-02-26 | 2020-10-20 | Henry B. Crichlow | Nuclear waste disposal in deep geological human-made caverns |
US11180965B2 (en) * | 2019-06-13 | 2021-11-23 | China Petroleum & Chemical Corporation | Autonomous through-tubular downhole shuttle |
CN111553198B (zh) * | 2020-04-07 | 2023-05-02 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种测井保护装置、终端屏蔽控制方法及终端设备 |
US11725502B2 (en) * | 2020-11-13 | 2023-08-15 | Saudi Arabian Oil Company | Method and system for determining well delivery contributions using artificial intelligence |
US20240011394A1 (en) * | 2022-07-05 | 2024-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single side determination of a first formation fluid-second formation fluid boundary |
Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5439064A (en) * | 1989-12-22 | 1995-08-08 | Patton Consulting, Inc. | System for controlled drilling of boreholes along planned profile |
Family Cites Families (53)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3893525A (en) * | 1973-10-04 | 1975-07-08 | Drill Au Mation Inc | Drilling control transfer systems |
SU765853A1 (ru) | 1978-09-12 | 1980-09-23 | Грозненское Научно-Производственное Объединение "Промавтоматика" | Устройство дл телеконтрол буровых работ |
GB2035554B (en) * | 1978-10-10 | 1983-08-17 | Dresser Ind | Well logging system and method |
DE3360898D1 (en) * | 1982-02-02 | 1985-11-07 | Shell Int Research | Method and means for controlling the course of a bore hole |
US4595343A (en) * | 1984-09-12 | 1986-06-17 | Baker Drilling Equipment Company | Remote mud pump control apparatus |
US4794534A (en) * | 1985-08-08 | 1988-12-27 | Amoco Corporation | Method of drilling a well utilizing predictive simulation with real time data |
US4953097A (en) * | 1986-12-24 | 1990-08-28 | Halliburton Company | Process control system using remote computer and local site control computers for mixing a proppant with a fluid |
FR2641387B1 (fr) * | 1988-12-30 | 1991-05-31 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif de telecommande d'equipement de train de tiges par sequence d'information |
US5660239A (en) * | 1989-08-31 | 1997-08-26 | Union Oil Company Of California | Drag analysis method |
US5419405A (en) * | 1989-12-22 | 1995-05-30 | Patton Consulting | System for controlled drilling of boreholes along planned profile |
US5318138A (en) * | 1992-10-23 | 1994-06-07 | Halliburton Company | Adjustable stabilizer |
US5318137A (en) * | 1992-10-23 | 1994-06-07 | Halliburton Company | Method and apparatus for adjusting the position of stabilizer blades |
US5332048A (en) * | 1992-10-23 | 1994-07-26 | Halliburton Company | Method and apparatus for automatic closed loop drilling system |
US5355960A (en) * | 1992-12-18 | 1994-10-18 | Halliburton Company | Pressure change signals for remote control of downhole tools |
US5273113A (en) * | 1992-12-18 | 1993-12-28 | Halliburton Company | Controlling multiple tool positions with a single repeated remote command signal |
US5467083A (en) * | 1993-08-26 | 1995-11-14 | Electric Power Research Institute | Wireless downhole electromagnetic data transmission system and method |
GB9417719D0 (en) * | 1994-09-03 | 1994-10-19 | Integrated Drilling Serv Ltd | A well data telemetry system |
US6397946B1 (en) * | 1994-10-14 | 2002-06-04 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Closed-loop system to compete oil and gas wells closed-loop system to complete oil and gas wells c |
CA2165017C (en) * | 1994-12-12 | 2006-07-11 | Macmillan M. Wisler | Drilling system with downhole apparatus for transforming multiple dowhole sensor measurements into parameters of interest and for causing the drilling direction to change in response thereto |
US5842149A (en) * | 1996-10-22 | 1998-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop drilling system |
US6206108B1 (en) * | 1995-01-12 | 2001-03-27 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system with integrated bottom hole assembly |
US5706896A (en) * | 1995-02-09 | 1998-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for the remote control and monitoring of production wells |
US5732776A (en) * | 1995-02-09 | 1998-03-31 | Baker Hughes Incorporated | Downhole production well control system and method |
US5959547A (en) * | 1995-02-09 | 1999-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Well control systems employing downhole network |
WO1996024752A2 (en) * | 1995-02-10 | 1996-08-15 | Baker Hughes Incorporated | Method and appartus for remote control of wellbore end devices |
EP0857249B1 (en) * | 1995-10-23 | 2006-04-19 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop drilling system |
US5721583A (en) * | 1995-11-27 | 1998-02-24 | Matsushita Electric Industrial Co., Ltd. | Interactive television system for implementing electronic polling or providing user-requested services based on identification of users or of remote control apparatuses which are employed by respective users to communicate with the system |
US5711381A (en) * | 1996-01-16 | 1998-01-27 | Mclaughlin Manufacturing Company, Inc. | Bore location system having mapping capability |
US6046685A (en) * | 1996-09-23 | 2000-04-04 | Baker Hughes Incorporated | Redundant downhole production well control system and method |
US5864772A (en) * | 1996-12-23 | 1999-01-26 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus, system and method to transmit and display acquired well data in near real time at a remote location |
US6388577B1 (en) * | 1997-04-07 | 2002-05-14 | Kenneth J. Carstensen | High impact communication and control system |
US6693553B1 (en) * | 1997-06-02 | 2004-02-17 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir management system and method |
US6456902B1 (en) * | 1998-04-08 | 2002-09-24 | Foy Streetman | Web-based system and method for enhancing fluid and gas recovery as well as remote on demand control of fluid flow in a well |
US6105690A (en) * | 1998-05-29 | 2000-08-22 | Aps Technology, Inc. | Method and apparatus for communicating with devices downhole in a well especially adapted for use as a bottom hole mud flow sensor |
US6469636B1 (en) * | 1998-12-02 | 2002-10-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | High-power well logging method and apparatus |
US6519568B1 (en) * | 1999-06-15 | 2003-02-11 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for electronic data delivery |
US6343649B1 (en) * | 1999-09-07 | 2002-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and associated apparatus for downhole data retrieval, monitoring and tool actuation |
US6315062B1 (en) * | 1999-09-24 | 2001-11-13 | Vermeer Manufacturing Company | Horizontal directional drilling machine employing inertial navigation control system and method |
US6308787B1 (en) * | 1999-09-24 | 2001-10-30 | Vermeer Manufacturing Company | Real-time control system and method for controlling an underground boring machine |
US6873267B1 (en) | 1999-09-29 | 2005-03-29 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for monitoring and controlling oil and gas production wells from a remote location |
WO2001023704A1 (en) * | 1999-09-30 | 2001-04-05 | In-Situ, Inc. | Tool assembly and monitoring applications using same |
US6633236B2 (en) * | 2000-01-24 | 2003-10-14 | Shell Oil Company | Permanent downhole, wireless, two-way telemetry backbone using redundant repeaters |
CA2423586A1 (en) | 2000-09-22 | 2002-03-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for interactive communications |
WO2002027139A1 (en) * | 2000-09-28 | 2002-04-04 | Tubel Paulo S | Method and system for wireless communications for downhole applications |
US6920085B2 (en) * | 2001-02-14 | 2005-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downlink telemetry system |
US6980929B2 (en) * | 2001-04-18 | 2005-12-27 | Baker Hughes Incorporated | Well data collection system and method |
GB2414756B (en) * | 2001-07-12 | 2006-05-10 | Sensor Highway Ltd | Method and apparatus to monitor, control and log subsea wells |
AU2003202184B2 (en) | 2002-01-14 | 2007-10-18 | Epiroc Rock Drills Aktiebolag | Remote control of drilling rigs |
US6968909B2 (en) * | 2002-03-06 | 2005-11-29 | Schlumberger Technology Corporation | Realtime control of a drilling system using the output from combination of an earth model and a drilling process model |
US20040010587A1 (en) * | 2002-07-09 | 2004-01-15 | Arturo Altamirano | Method and apparatus for displaying real time graphical and digital wellbore information responsive to browser initiated client requests via the internet |
US6662110B1 (en) * | 2003-01-14 | 2003-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling rig closed loop controls |
FR2859750B1 (fr) | 2003-09-15 | 2006-10-20 | Cie Du Sol | Installation de forage a tete rotative |
RU58174U1 (ru) | 2006-07-13 | 2006-11-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО РИТЭК) | Автоматизированная система управления режимом бурения |
-
2004
- 2004-03-01 US US10/708,406 patent/US7832500B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2005
- 2005-02-07 CA CA2496162A patent/CA2496162C/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-02-17 MX MXPA05001898A patent/MXPA05001898A/es active IP Right Grant
- 2005-02-17 FR FR0501661A patent/FR2866922B1/fr not_active Expired - Fee Related
- 2005-02-18 GB GB0503402A patent/GB2411669B/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-02-24 DE DE200510008430 patent/DE102005008430A1/de not_active Withdrawn
- 2005-02-28 RU RU2005105512/03A patent/RU2369738C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-03-01 NO NO20051106A patent/NO339046B1/no not_active IP Right Cessation
- 2005-03-01 CN CN2005100517466A patent/CN1664308B/zh not_active Expired - Fee Related
-
2007
- 2007-04-27 GB GB0708138A patent/GB2435065B/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5439064A (en) * | 1989-12-22 | 1995-08-08 | Patton Consulting, Inc. | System for controlled drilling of boreholes along planned profile |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB0503402D0 (en) | 2005-03-30 |
CA2496162C (en) | 2012-03-27 |
GB2411669A (en) | 2005-09-07 |
NO20051106D0 (no) | 2005-03-01 |
DE102005008430A1 (de) | 2005-09-22 |
FR2866922A1 (fr) | 2005-09-02 |
US7832500B2 (en) | 2010-11-16 |
CN1664308B (zh) | 2011-11-16 |
GB0708138D0 (en) | 2007-06-06 |
US20050189142A1 (en) | 2005-09-01 |
GB2411669B (en) | 2007-09-05 |
CA2496162A1 (en) | 2005-09-01 |
CN1664308A (zh) | 2005-09-07 |
FR2866922B1 (fr) | 2007-05-11 |
GB2435065B (en) | 2008-08-27 |
NO20051106L (no) | 2005-09-02 |
MXPA05001898A (es) | 2005-09-05 |
RU2005105512A (ru) | 2006-08-10 |
GB2435065A (en) | 2007-08-15 |
RU2369738C2 (ru) | 2009-10-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO339046B1 (no) | Fremgangsmåte for boring av i det minste to brønnboringer | |
US7142986B2 (en) | System for optimizing drilling in real time | |
US9388680B2 (en) | System for optimizing drilling in real time | |
NO20180526A1 (no) | Apparat og fremgangsmåter for kontinuerlig tomografi av kjerner | |
NO341458B1 (no) | Rørført borehullssystem og fremgangsmåte for logging i et brønnhull med styrbar, roterende instrumentering | |
US10577880B2 (en) | Device and system for use in monitoring coring operations | |
NO339241B1 (no) | Fremgangsmåte og måling-under-boring-system for å analysere kraftmålinger ved en borestreng | |
NO342382B1 (no) | Fremgangsmåte for logging av jordformasjoner under boring av et brønnborehull | |
NO20131682A1 (no) | Kontroll av nedihulls sikkerhetsanordninger | |
NO337913B1 (no) | Fôringsrørdataoverfører for bruk i et miljø. | |
WO2019135863A1 (en) | Real-time monitoring of downhole dynamic events | |
AU2010337071A1 (en) | Remote drilling and completions management | |
US20190078405A1 (en) | Method and apparatus for wellbore pressure control | |
MXPA05001897A (es) | Metodo para remover iones de metal de polimeros o soluciones de polimero. | |
CN109898991A (zh) | 用于有效传送地质导向轨迹调整的装置、系统和方法 | |
NO344450B1 (no) | Fremgangsmåte og anordning for formasjonsevaluering etter boring. | |
EP2706191A2 (en) | Minimization of contaminants in a sample chamber |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |