NO339090B1 - Fremgangsmåte og system for overvåking av en ventiltreenhet på en undervanns hydrokarbonbrønn - Google Patents
Fremgangsmåte og system for overvåking av en ventiltreenhet på en undervanns hydrokarbonbrønn Download PDFInfo
- Publication number
- NO339090B1 NO339090B1 NO20101616A NO20101616A NO339090B1 NO 339090 B1 NO339090 B1 NO 339090B1 NO 20101616 A NO20101616 A NO 20101616A NO 20101616 A NO20101616 A NO 20101616A NO 339090 B1 NO339090 B1 NO 339090B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- valve tree
- parameters
- valve
- tree unit
- condition monitoring
- Prior art date
Links
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims description 59
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 30
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 18
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 18
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 16
- 230000036541 health Effects 0.000 claims description 38
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 10
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 3
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 3
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 claims 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 10
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 6
- 238000010200 validation analysis Methods 0.000 description 6
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 description 1
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- -1 e.g. Substances 0.000 description 1
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000000513 principal component analysis Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 239000001993 wax Substances 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/035—Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations
-
- 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
-
- 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0007—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 for underwater installations
Description
Bakgrunn for oppfinnelsen
Det beskrevne og viste innhold relaterer seg generelt til undervanns hydrokarbonproduksjon og mer spesielt til et undervanns ventiltre med tilstandsovervåking.
For å styre en undervannsbrønn er det etablert en kopling mellom brønnen og en overvåkings- og styringsstasjon. Overvåkings- og styrestasjonen kan være lokalisert på en plattform eller på et flytende fartøy nær undervannsinstallasjonen, eller alternativt på en mer fjerntliggende landstasjon. Forbindelsen mellom styringsstasjonen og undervannsinstallasjonen blir vanligvis etablert ved å installere en umbilikal mellom to punkter. Umbilikalen kan inkludere hydrauliske ledninger for tilførsel av hydraulisk fluid til forskjellige hydrauliske aktuatorer plassert på eller nær brønnen. Umbilikalen kan også inkludere elektriske og/eller fiberoptiske ledninger for tilførsel av elektrisk kraft og også for å kommunisere styringssignaler og/eller brønndata mellom styringsstasjonen og de ulike overvåkings- og styringsinnretninger plassert på eller nær brønnen.
Hydrokarbonproduksjon fra undervannsbrønnen er styrt av et antall ventiler som er samlet i en enhetlig konstruksjon, generelt referert til som et ventiltre (Christmas tree). Ventiltreet og brønnhodesystemene har som prinsipielle funksjoner å skaffe til veie et grensesnitt mot omgivelsene i brønnen, for derigjennom å tillate strømningsregulering og målinger, og for å tillate intervensjon på brønn- eller nedhullssystemene under brønnens driftslevetid. Betjeningen av ventilene på ventiltreet er normalt utført ved å anvende hydraulisk fluid for drift av de hydrauliske aktuatorer som opererer ventilen. Hydraulisk fluid blir normalt tilført gjennom en umbilikal som løper fra en fjerntliggende stasjon lokalisert på et fartøy eller plattform på overflaten.
I tillegg til strømningsstyringsventilene og aktuatorer, anvendes vanligvis et antall sensorer og detektorer i undervannssystemer for å overvåke tilstanden til systemet og strømmen av hydrokarboner fra brønnen. Ofte lokaliseres også et antall sensorer, detektorer og/eller aktuatorer nedhulls. Alle disse innretningene er styrt og/eller overvåket av et dedikert styringssystem, som vanligvis er plassert i den fjerntliggende styringsmodulen. Styringssignalene og brønndataene er også utvekslet gjennom umbilikalen.
Konvensjonelle ventiltrær har typiskutstyrt bare noen få sensorer for å fremskaffe informasjon om produksjonsprosessen. Disse sensorene klarer ikke å fremskaffe noen informasjon relatert til ventiltreets eller brønnhodets drift eller effektivitet. Om en spesiell sensor svikter i å operere nøyaktig, så må det frem-skaffes feilinformasjon knyttet til produksjonsprosessen. Usikkerheter med hensyn til nøyaktigheten i brønnovervåkingen og den begrensede mengden med data, gjør det vanskelig å optimalisere produksjonsprosessen eller å forutsi umiddelbart forestående feil.
US 5,335,730 A omhandler en fremgangsmåte for styring av et brønnhode fra en selvstendig frittstående strømkilde.
US 6,644,848 A vedrører en rørlednings overvåkingssystem, mer spesielt, gjelder overvåkingssystemet for å overvåke undervannsrørledninger og å estimere deponering som asfaltene, vokser og hydrater.
Denne delen av dette dokumentet er ment å introdusere forskjellige aspekter av en type som er relatert i det beskrevne eller viste søknadsgjenstand og/eller krevet nedenfor. Denne delen gir bakgrunnsinformasjon for å gi en bedre forståelse av de forskjellige aspekter av den beskrevne og viste søknadsgjenstand. Uttrykk i denne delen av dokumentet skal leses i lys av dette og ikke som utlegning av den kjente teknikk. Hensikten med den viste og beskrevne søknadsgjenstand er å overkomme, eller i det minste redusere effekten av et eller flere problemer angitt nedenfor.
Kort oppsummering av oppfinnelsen
Den følgende presentasjon er en forenklet oppsummering av den viste og beskrevne søknadsgjenstand for skaffe til veie en grunnleggende forståelse av noen aspekter ved denne. Denne oppsummeringen utgjør ikke et uttømmende overblikk over den viste og beskrevne søknadsgjenstand. Hensikten er heller ikke å skulle identifisere nøkkelelementer eller kritiske elementer i den viste og beskrevne søknadsgjenstand, eller å skissere omfanget av denne. Den eneste hensikt er å presentere noen konsepter i en forenklet form som en innledning til den mer detaljerte beskrivelse som skal diskuteres senere.
Et aspekt ved den viste og beskrevne søknadsgjenstand består i en fremgangsmåte for overvåking av en ventiltreenhet, installert og en undervanns hydrokarbonbrønn. Fremgangsmåten inkluderer mottak av et flertall parametere assosiert med ventiltreenheten. En helsetilstandsmåling av ventiltreenheten blir fastlagt basert på parametrene. En problemtilstand med ventiltreenheten blir identifisert, basert på de fastlagte helsetilstandsmålingene.
Et annet aspekt ved den viste og beskrevne søknadsgjenstand består i et system som inkluderer en ventiltreenhet montert på en hydrokarbonbrønn, et flertall sensorer og en tilstandsovervåkingsenhet. Flertallet av sensorer er benyttet for å måle et flertall parametere assosiert med ventiltreenheten. Enheten for tilstandsovervåking blir benyttet for å fastlegge en helsetilstandsmåling for ventiltreenheten, basert på parametrene og for å identifisere en problemtilstand ved ventiltreenheten, basert på den fastlagte helsemålingen.
Kort beskrivelse av forskjellige oppriss av tegningene
Den viste og beskrevne søknadsgjenstand vil bli beskrevet nedenfor med referanse til de medfølgende tegninger, der like henvisningstall benyttes for like elementer, og der: figur 1 er et forenklet diagram av en undervannsinstallasjon for produksjon av hydrokarboner;
figur 2 er et oppriss i perspektiv av et eksempel på et ventiltre i systemet, vist i figur 1;
figur 3 er et oppriss av ventiltreet vist i figur 2 og der også overvåkingssensorene er vist;
figur 4 er et forenklet blokkdiagram av en tilstandsovervåkningsenhet i systemet, vist i figur 1; og
figur 5 er et forenklet diagram som illustrerer hvordan multiple eller dupliser-ende sensordata kan anvendes av tilstandsovervåkingsenheten for å identifisere problemtilstander.
Mens den viste og beskrevne søknadsgjenstand er mottakelig for forskjellige modifikasjoner og alternative former, har spesifikke utførelsesformer av denne vært vist i form av eksempler på tegningene, og som her vil bli beskrevet i detalj. Det skal imidlertid anføres at beskrivelsen av spesifikke utførelsesformer ikke er ment å begrense den viste og beskrevne søknadsgjenstand til de viste spesifikke utførelsesformene som er vist. Intensjonen er snarere tvert om; nemlig å dekke alle modifikasjoner og ekvivalente og alternative løsninger som faller innenfor ånden og omfanget til den viste og beskrevne søknadsgjenstand som definert i de medfølgende patentkrav.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
En eller flere spesifikke utførelsesformer av den viste og beskrevne søknads-gjenstand vil bli beskrevet nedenfor. Det er særlig en hensikt at den viste og beskrevne søknadsgjenstand ikke skal begrenses til utførelsesformene og illustrasjonene som følger beskrivelse og tegninger, men inkluderer modifiserte former av de utførelsesformer, inklusive deler av utførelsesformene og kombinasjoner av elementer i forskjellige utførelsesformer, som faller innenfor omfanget av de medfølgende patentkrav. Det skal anføres at i utviklingen av en hvilken som helst aktuell implementering, som i et hvilket som helst engineering- eller designprosjekt, forekommer det et stort antall implementeringsspesifikke avgjørelser som må gjøres for å oppnå utviklerens spesifikke mål, slik som tilpasning til systemrelaterte og businessrelaterte begrensninger, noe som kan variere fra en implementering til en annen. Videre skal det anføres at en slik utviklingsanstrengelse kan være kompleks og tidkrevende, men vil uansett være en rutinemessig aktivitet ved design, fabrikasjon og sammenstilling for gjennomsnittsfagmannen på området gjennom tilgangen til innholdet i denne beskrivelse. Ingenting i denne søknaden er ansett som kritisk eller essensiell for det beskrevne innholdet med mindre dette er eksplisitt indikert som "kritisk" eller "essensielt".
Søknadsgjenstanden vil nå bli beskrevet under henvisning til de medfølgende figurer. Forskjellige konstruksjoner, systemer og innretninger er skjematisk avbildet på tegningene i den hensikt kun å være forklarende og slik at ikke søknadsgjenstanden utydeliggjøres med detaljer som er velkjent for gjennomsnittsfagmannen på området. De medfølgende tegninger er uansett inkludert for å beskrive og forklare de illustrerende eksempler av søknadsgjenstanden. Ordene og frasene som anvendes her skal forstås og tolkes til å ha en mening som er i overensstemmelse med den en gjennomsnittsfagmann på området ville legge i dem. Ingen spesiell definisjon av en term eller frase, det vil si en definisjon som er forskjellig fra den ordinære og vanlige mening slik som forstått av gjennomsnittsfagmannen på området, er ment å være implisitt ved en konsistent bruk av termen eller frasen her. I den grad en term eller en frase er ment å ha en spesiell mening, det vil si en mening utover hva fag-mannen vil forstå, så vil en slik spesiell definisjon bli tydelig fremsatt i beskrivelsen på en definerende måte som direkte og entydig gir den spesielle definisjonen på termen eller frasen.
Det vises nå til tegningene der like henvisningstall samsvarer med like komponenter vist i de ulike tegningene. Spesifikt vises det til figur 1, der søknads-gjenstanden vil bli beskrevet i tilknytning til en
undervannsinstallasjon 100 plassert på sjøbunnen 110. Installasjonen 100 inkluderer et skjematisk avbildet ventiltre 120 montert på et brønnhode 130. Brønnhodet 130 er den øverste delen av en brønn (ikke vist) som strekker seg ned i sjøbunnen til en underjordisk hydrokarbonformasjon. En
umbilikalkabel 140 for å kommunisere elektriske signaler, fiberoptiske signaler og/eller hydrauliske fluider strekker seg fra et fartøy 150 til ventiltreet 120. I andre utførelsesformer kan fartøyet 150 erstattes av en flytende plattform eller andre overflatestrukturer. Ifølge en illustrerende utførelsesform strekker et strømningsrør 160 seg mellom fartøyet 150 og ventiltreet 120 for mottak av hydrokarbonproduksjonen fra brønnen. I noen tilfeller kan strømningsrøret 160 og kommunikasjons-ledningen (ikke vist) strekke seg til en undervannsmanifold eller til en landbasert prosesseringsfasilitet. En topside styringsmodul (TCM) 170 er plassert på fartøyet 150 for å tillate oversikt over og styring av ventiltreet 120 av en operatør. En tilstandsovervåkende enhet 180 er anordnet for overvåking av ventiltreets 120 operasjon.
Figur 2 illustrerer i perspektiv et oppriss av et eksempel på et ventiltre120. Ventiltreet 120 som er illustrert i figur 2 er anvendt i den hensikt å illustrere, da anvendelsen av foreliggende beskrevne innhold ikke er begrenset til en spesiell utforming eller oppbygging av et ventiltre 120. Ventiltreet 120 inkluderer en ramme 200, en konnektor 205 for et strømningsrøret, en komposittventilblokkenhet 210, strupeventil 215, en produksjonsvingeventil 220, strømningssløyfer 225, hydrauliske aktuatorer 230, et panel 235 for et fjernstyrt kjøretøy (ROV), en undervannsstyrings-modul (SCM) 140, og temperatur- og trykksensorer 245. På ROV-panelet 235 er det anordnet hydrauliske en lineær aktuator med overstyring (hydraulic actuator linear overrides) 250 og ROV interface buckets 255 for å tillate kjøring av aktuatorene 230 og andre forskjellige ventiler og komponenter av en ROV (ikke vist).
Oppbygging og kjøring av komponentene i ventiltreet 120 er vel kjent for gjennomsnittsfagmannen på området, og vil derfor ikke bli beskrevet i detalj her. Strømmen av produksjonsfluid, eksempelvis væske eller gass, gjennom strømningsrøret 160 er generelt styrt av produksjonsvingeventilen 220 og strupeventilen 215, som er posisjonert ved å manipulere de hydrauliske aktuatorene 230. Komposittventilblokkenheten 210 lager et grensesnitt for umbilikalen 140 for å tillate elektriske signaler, for eksempel kraft og styringssignaler, og hydrauliske fluider å bli kommunisert mellom fartøyet 150 og ventiltreet 120. Strømningssløyfene 225 og temperatur- og trykksensorer 245 er anvendt for å tillate karakteristikkene til produksjonsfluidet å bli målt. Undervannsstyringsmodulen (SCM) 240 er styringssenteret for ventiltreet 120 som fremskaffer styringssignaler for å manipulere de ulike aktuatorene og utveksle sensordata med styringsmodulen 170 på overflaten ombord i fartøyet 150. Funksjonaliteten til tilstandsovervåkingsenheten 180 kan bli implementert av topside styringsmodulen 170 eller undervannsstyringsmodulen 240, det vil si som indikert av de stiplede linjene i figur 1. Tilstandsovervåkingsenheten 180 kan bli implementert ved å anvende dedikert maskinvare i form av en prosessor eller datamaskin som anvender programvare, eller tilstandsovervåkingsenheten 180 kan bli implementert ved å anvende programvare som kjører på delte datamaskinressurser. Tilstandsovervåkingsenheten 180 kan foreksempel bli implementert av den samme datamaskin som implementerer topside styringsmodulen 170 eller datamaskinen som implementerer nevnte SCM 240.
Tilstandsovervåkingsmodulen 180 overvåker generelt forskjellige parametere assosiert med ventiltreet 120 for å bestemme "helsetilstanden" til ventiltreet 120. Helseinformasjonen som kommer fra ventiltreet 120 inkluderer overordnet helsetilstand, komponenthelsetilstand, komponentfunksjonalitet, osv. Eksempler på parametere som kan bli overvåket inkluderer trykk, temperatur, strømning, vibrasjon, korrosjon, forskyvninger, rotasjon, lekkasjedeteksjon, erosjon, sand, belastninger og produksjonsfluidinnhold og sammensetning. For å samle data med hensyn til de overvåkede parametrene, kan en rekke forskjellige sensorer bli anvendt.
Figur 3 illustrerer et diagram av ventiltreet 120 der ulike illustrative over-våkingspunkter vises. Disse overvåkingspunktene kan bli fremskaffet gjennom bruk av optiske sensorer, der et eksempel, men ikke en uttømmende opplisting, er gitt nedenfor. Også forskjellige signaler assosiert med komponentene, for eksempel motorstrøm, spenning, vibrasjon eller støy, kan bli vurdert. Som vist i figur 3 kan en vibrasjonssensor 300 være anordnet for å detektere vibrasjon i strømningsrøret 160. Trykk- og temperatursensorer 310 kan også være benyttet for å overvåke produksjonsfluidet. En eller flere lekkasjedetekteringssensorer 320 kan bli anvendt for å overvåke koplingsintegriteten. Erosjons- og/eller korrosjonssensorer 330 kan være anvendt i strømningssløyfene 225. Ventilstillingssensorer 340, strupeventilstillingssensorer 350 og ROV-panelposisjonsindikatorer 360 kan være anordnet for å overvåke de faktiske ventilstillingene. Skjærpinnefeilingssensorer 370 kan være anordnet for overvåking av de hydrauliske aktuatorene 230 og lineære overstyringer 250. Andre forskjellige komponentsensorer 380 kan også være anvendt som over-våkingsparametere, slik som motorspenning, motorstrøm, pumpekarakterstikker, osv. Sensorene 300-380 kan kommunisere gjennom en optisk gjennommatings-modul 390 til topside styringsmodul 170.
I noen utførelsesformer kan multiple sensorer være benyttet for måling av en spesifikk parameter. Multiple spennings- og strømningssensorer kan være anvendt for å tillate måling av standard motorytelsesspenning og - strøm, så vel som spenningsstøt eller strømstøt, impulsspisser, osv.
Figur 4 illustrerer et forenklet blokkdiagram over
tilstandsovervåkingsenheten 180, som inkluderer en prosesseringsenhet 400, et kommunikasjonssystem 410 og et datavarehus 420. Tilstandsovervåkingsenheten 180 opererer som et overvåkende styrings- og dataakkvisisjonssystem (SCADA) som får tilgang til sensorer, modeller, databaser og styrings - og kommunikasjonssystemene, som beskrevet i større detalj nedenfor. Tilstandsovervåkingsenheten 180 kan ta hensyn til ett eller flere mål for systemytelse eller hydrokarbonproduksjon relatert til ventiltre 120 eller brønnhodet, og få hydraulisk, elektronisk eller elektrisk tilgang til styringsinnretningene til ventiltre 120 eller brønnhodet 130, for å endre kjøringen av slike innretninger med minimal menneskelig intervensjon, i samsvar med disse målene.
Prosesseringsenheten 400 kan være en generell datamaskin, slik som en mikroprosessor, eller en spesialisert prosesseringsinnretning, slik som en applikasjonsspesifikk integrert krets (ASIC). Prosesseringsenheten 400 mottar data fra et flertall sensorer 430, slik som sensorene 300-370 som er vist i figur 3, så vel som andre data. For eksempel kan en av sensorene 430 fremskaffe motorstrøm- eller spenningsdata. Prosesseringsenheten 400 kan operere direkte på sensordata i sanntid eller kan lagre sensordataene i datalager ("data warehouse") 420 gjennom kommunikasjonssystemet 410 for offline-analyse. Basert på sensordata kan prosesseringsenheten 400 fastlegge helsetilstanden til ventiltreet 120 og/eller de individuelle komponentene, så som foreksempel ventilerstrupeventiler, pumper, osv. Det finnes forskjellige teknikker som prosesseringsenheten 400 kan anvende for å fastlegge helsemålene. Ifølge en første utførelsesform kan prosesseringsenheten 400 anvende en tilstandsovervåkningsmodell 440 som direkte prosesserer data fra sensoren 430 for å fastlegge helsemålene. En type modell som kan anvendes for å fastlegge et helsemål for ventiltreet 120, er en rekursiv hovedkomponentanalysemodell (RPCA-modell). Helsemålene kalkuleres ved å sammenligne data for alle parametrene fra sensorene til en modell bygget opp av verifiserte ("known-good") data. Modellen kan anvende en hierarki struktur der parametrene er gruppert i relaterte noder. Sensornodene kombineres for å generere høyere nivås noder. Data relatert til en felles komponent, (så som ventil, pumpe, strupeventil), eller prosess, (så som produksjonsflytparametere), kan for eksempel grupperes i en høyere nivås node, og noder assosiert med de forskjellige komponentene eller prosessene kan videre grupperes i enda en høyere node, som leder til en total node som reflekterer den totale helsetilstanden til ventiltreet 120. Nodene kan vektes basert på opplevd kritikalitet i systemet. Et avvik detektert i en komponent som anses som viktig, kan følgelig bli hevet basert på den tilordnede vekting.
For en RPCA-teknikk, som er velkjent innen faget, kan et mål bli kalkulert for hver node i hierarkiet, og er et positivt tall som kvantitativt måler hvor langt verdien til den noden er innenfor eller utenfor 2,8-0til den forventede fordelingen. En total, kombinert indeks kan brukes for å representere totalhelsetilstanden til ventiltreet 120, multiblokker for parametergrupper (for eksempel komponenter eller prosesser), og univariater for individuelle parametre. Disse totale helsemålresultatene og alle mellomresultatene pluss deres residuer kan lagres i datalageret 420 av tilstandsovervåkningsenheten 180.
Ifølge en annen utførelsesform anvender prosesseringsenheten 400 en eller flere komponentmodeller 450 og/eller prosessmodeller 460 som fastlegger individuelle helsemål for de forskjellige komponenter eller prosesser som styres av ventiltreet 120. Komponentmodellene 450 kan være fremskaffet av leverandøren av de spesifikke komponenter som anvendes i ventiltreet 120. Utdata på lavere nivå fra helsemålmodellene 450,460 kan bli fremskaffet til tilstandsovervåkingsmodellen 440 for inkorporering i et totalt helsemål for ventiltreet 120.
Tilstandsovervåkingsmodellen 440 kan også anvende andre enn sensordata ved fastleggingen av de mellomliggende eller de totale helsemål. Sanntids produksjonsdata 470 og/eller historiske data (for eksempel med hensyn til produksjon eller komponentoperasjon) kan også anvendes i tilstandsovervåkingsmodellen 440, komponentmodellene 450 eller prosessmodellene 400. De historiske data 480 kan bli anvendt for å identifisere trender for en spesifikk komponent.
Informasjonen som kommer ut fra tilstandsovervåkingsmodulen 440 og nodene på forskjellige hierarkiske nivåer kan bli anvendt for å feilsøke strøm eller for å forutsi problemer med ventiltreet120 eller dets individuelle komponenter. Informasjonen kan også bli benyttet for å forbedre hydrokarbonproduksjonen ved å tillate autonom justering av styringsparametrene for å optimalisere et eller flere produksjonsmål. Tilstandsovervåkingsenheten 180 kan for eksempel kommunisere til systemstyringene (det vil si ledet av topside styringsmodul 170 og/eller undervanns-styringsmodul 240) for automatisk å justere en eller flere av produksjonsparametrene. Informasjonen kan også anvendes for å skaffe tilveie fremtidige operasjonsanbefalinger for en komponent eller system (for eksempel vedlikeholdsplan, belastning, arbeidssyklus, gjenværende funksjonstid, osv.). Regler basert på de fastlagte mål kan bli benyttet for å gjøre disse forutsigelsene mulig.
Tilstandsovervåkingsenheten 180 kan generere alarmer når en spesiell komponent eller prosess overskrider en alarmterskel basert på det fastlagte helsemålet. Foreksempel kan alarmtilstandene bli definert for en eller flere noder i hierarkiet. Disse alarmtilstandene kan bli selektert for å indikere avvik fra en tillatt tilstand og/eller en datautvikling som forutsier et hemmende avvik, en skade eller en defekt. Alarmtilstandsinformasjonen kan bli kommunisert av kommunikasjonssystemet 410 til det operative personellet (for eksempel visuell indikator, elektroniske meldinger, osv.). Det operative personellet kan få aksess til datavarehuset 420 for å samle tilleggsinformasjon med hensyn til den spesielle situasjonen som lå til grunn for alarmsituasjonen.
Ifølge en utførelsesform anvender tilstandsovervåkingsenheten 180 modellene 440, 450, 460 og/eller data fra hver sensor og tilknyttede dupliserende sensorer til å validere funksjonaliteten og status for de individuelle sensorsystemene eller for å registrere feil eller dataforskyvning. Tilstandsovervåkingsenheten 180 kan anvende adaptive teknikker for å rapportere detekterte varianser i sensorsystemene. De validerte sensordataene fra en komponent, slik som en strupeventil 215, blir anvendt i tilstandsovervåkingsmodellen 440 for å bekrefte funksjonaliteten og statusen til komponenten. Denne valideringen forbedrer påliteligheten og nøyaktig-heten til hydrokarbonproduksjonsparametrene, slik som temperatur, strømning og trykket i produksjonsfluidet.
Figur 5 er et forenklet diagram som illustrerer hvordan multiple eller doble sensordata kan bli anvendt av tilstandsovervåkingsenheten 180 for å identifisere problemtilstander. På et første nivå kan singel sensorvalidering gjennomføres (det vil si sensorverdiene er innenfor det tillatte området). Redundant sensorvalidering 510 kan bli gjennomført på et andre nivå basert på den single sensorvalideringen 500 for å identifisere avviksinformasjon. For eksempel kan to uavhengige sensorer benyttes for å måle den samme parameteren(for eksempel trykk eller temperatur). Deretter kan den multiple sensorvalideringen 520 bli gjennomført ved å sammenligne sensor-data fra den redundante sensorvalideringen 510 med data fra andre kilder, slik som andre sensorer som skaffer tilveie en indikasjon på den målte parameter. For eksempel kan eller ikke kan trykkindikeringer fra en trykksensor være konsistent med forventede verdier som springer ut av en strupeventil eller en ventilposisjon. Avvik og konsistent informasjon kan lagres i datavarehuset 420. Videre kan avvik og konsistent informasjon bli inkorporert i tilstandsovervåkingsmodellen 440 for helse-tilstandsfastlegging. Individuelle parametere kan ligge innenfor grenser, men når de vurderes ut fra et avviks-eller konsistenssynspunkt, kan en problemtilstand bli foreslått.
Anvendelse av tilstandsovervåking av ventiltreet 120 og dets tilknyttede komponenter har mange fordeler. Operasjon av brønnen kan bli optimalisert. Strøm og fremtidig funksjonsdyktighet for komponentene kan bli fastlagt og vedlikeholds-intervaller kan bli fastlagt basert på faktisk komponentytelser. De spesifikke utførelsesformer som er beskrevet ovenfor er kun illustrative, da den viste søknadsgjenstand kan bli modifisert og praktisert på forskjellige, men ekvivalente måter som er åpnbare for fagmannen på området, med den fordel fagmannen får med tilgang til den her beskrevne lære. Ingen begrensninger er ment å gjelde med hensyn til detaljer ved konstruksjonen eller utformingen av søknadsgjenstanden utover de som er definert i kravene nedenfor. Det er derfor åpenbart at de spesifikke utførelsesformene som er beskrevet ovenfor kan endres eller modifiseres og alle slike varianter anses å ligge innenfor omfanget og ånden til søknadsgjenstanden. Følgelig er den beskyttelse som her søkes være definert av kravene nedenfor.
Claims (25)
1. Fremgangsmåte for overvåking av en ventiltreenhet (120) installert på en undervanns hydrokarbonbrønn (130), omfattende: - å motta et flertall av parametere assosiert med ventiltreenheten (120);karakterisert vedat den omfatter: - å fastlegge et helsemål for ventiltreenheten (120) basert på parametrene, der helsemålet representerer et kombinert mål for avvik mellom parameterne og forventede parameterverdier for flertallet av parametere; og - å identifisere en problemsituasjon for ventiltreenheten (120), basert på det fastsatte helsemålet.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat den omfatter å identifisere problemsituasjonen som svarer til de fastlagte helsemål som springer ut fra et forhåndsbestemt område av akseptable verdier.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat fastlegging av helsemålet omfatter å anvende en tilstandsovervåkingsmodell for ventiltreenheten (120) for å evaluere flertallet av parametere.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3,karakterisert vedat den omfatter å anvende tilstandsovervåkingsmodellen basert på flertallet av parametere og historiske data assosiert med minst en av parametrene.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 3,karakterisert vedat den omfatter å anvende tilstandsovervåkingsmodellen basert på flertallet av parametere og produksjonsdata assosiert med ventiltreenheten (120).
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat fastlegging av helsemålet omfatter å anvende minst en komponentmodell assosiert med minst en komponent i ventiltreenheten (120) for generering av helsemålet.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat fastlegging av helsemålet omfatter anvendelse av minst en prosessmodell assosiert med kjøringen av ventiltreenheten (120) ved generering av helsemålet.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat ventiltreenheten (120) inkluderer første og andre sensorer (300-380) som opereres for å måle en av de selekterte parametrene, og der identifisering av problemtilstanden videre omfatter å identifisere en avvikstilstand assosiert med de første og andre sensorer (300-380).
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat ventiltreenheten (120) inkluderer en første sensor (300-380) som opererer for å måle en første karakteristikk for ventiltreenheten og en andre sensor (300-380) som opererer for å måle en andre karakteristikk for ventiltreenheten (120), og der identifisering av problemtilstanden videre omfatter å identifisere at de første karakteristikkene er inkonsistente med de andre karakteristikkene.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat den videre omfatter kommunisering av problem-tilstandene til en operatør av ventiltreenheten (120).
11. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat ventiltreenheten (120) omfatter en ventil (220) og at minst en av parametrene er assosiert med en posisjon på ventilen (220).
12. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat ventiltreenheten (120) kjøres for å styre strømmen av et hydrokarbonfluid og at minst en av parametrene er assosiert med en parameter for hydrokarbonfluidet.
13. Et system omfattende: en ventiltreenhet (120) montert på en hydrokarbonbrønn; og et flertall sensorer (300-380) som er opererbare for å måle et flertall parametere assosiert med ventiltreenheten;karakterisert veden tilstandsovervåkingsenhet (180) som opereres for å fastlegge et helsemål for ventiltreenheten (120), basert på parameterne og å identifisere en problemtilstand for ventiltreenheten (120), basert på det fastlagte helsemål, der helsemålet representerer et kombinert mål for avvik mellom parameterne og forventede parameterverdier for flertallet av parametere.
14.System ifølge krav 13,karakterisert vedat tilstandsovervåkingsenheten (180) er opererbar for å identifisere problemtilstanden som svarer til det fastlagte helsemål som springer ut fra ent forhåndsbestemt område.
15. System ifølge krav 13,karakterisert vedat tilstandsovervåkningsenheten (180) er opererbar for å anvende en tilstandsovervåkingsmodell for ventiltreenheten (120) for å evaluere flertallet av parametere.
16.System ifølge krav 15,karakterisert vedat tilstandsovervåkingsenheten (170, 240) er opererbar for å anvende tilstandsovervåkingsmodellen basert på flertallet av parametere og historiske data assosiert med minst en av parametrene.
17.System ifølge krav 15,karakterisert vedat tilstandsovervåkingsenheten (180) er opererbar for å anvende tilstandsovervåkingsmodellen basert på flertallet av parametere og produksjonsdata assosiert med ventiltreenheten (120).
18.System ifølge krav 13,karakterisert vedat tilstandsovervåkingsenheten (180) er opererbar for å anvende minst en komponentmodell assosiert med minst en komponent på ventiltreenheten (120) for generering av helsemålet.
19.System ifølge krav 13,karakterisert vedat tilstandsovervåkingsenheten (180) er opererbar for å anvende minst en prosessmodell assosiert med operasjonen av ventiltreenheten (120) ved generering av helsemålet.
20. System ifølge krav 13,karakterisert vedat ventiltreenheten (120) inkluderer første og andre sensorer (300-380) opererbare for å måle en selektert en av parametrene, og at tilstandsovervåkingsenheten (180) er opererbar for å identifisere en avvikstilstand assosiert med nevnte første og andre sensorer (300-380).
21. System ifølge krav 13,karakterisert vedat ventiltreenheten (120) inkluderer en første sensor (300-380) som er opererbar for å måle en første karakteristikk for ventiltreenheten (120) og en andre sensor (300-380) som er opererbar for å måle en andre karakteristikk av ventiltreenheten (120), og der tilstandsovervåkingsenheten (180) er opererbar for å identifisere at de første karakteristikkene er inkonsistente med de andre karakteristikkene.
22.System ifølge krav 13,karakterisert vedat tilstandsovervåkingsenheten (180) er opererbar for å kommunisere problemtilstanden til en operatør av ventiltreenheten (120).
23.System ifølge krav 13,karakterisert vedat minst en av sensorene (300-380) omfatter en vibrasjons-sensor (300), en korrosjonssensor (330), en erosjonssensor (330) eller en lekkasjedetekteringssensor (320).
24. System ifølge krav 13,karakterisert vedat ventiltreenheten (120) omfatter en ventil (220), og at minst en av sensorene (340) er assosiert med en ventilposisjon.
25.System ifølge krav 13,karakterisert vedat ventiltreeneten (120) kjøres for å styre strøm av et hydrokarbonfluid, og at minst en av sensorene er opererbar for å måle en parameter til hydrokarbonfluidet.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US12/118,086 US7967066B2 (en) | 2008-05-09 | 2008-05-09 | Method and apparatus for Christmas tree condition monitoring |
PCT/US2008/063501 WO2009136950A1 (en) | 2008-05-09 | 2008-05-13 | Method and apparatus for christmas tree condition monitoring |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20101616L NO20101616L (no) | 2010-11-17 |
NO339090B1 true NO339090B1 (no) | 2016-11-14 |
Family
ID=40269770
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20101616A NO339090B1 (no) | 2008-05-09 | 2010-11-17 | Fremgangsmåte og system for overvåking av en ventiltreenhet på en undervanns hydrokarbonbrønn |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7967066B2 (no) |
AU (1) | AU2008355950B2 (no) |
BR (1) | BRPI0822684A2 (no) |
GB (1) | GB2472714B (no) |
NO (1) | NO339090B1 (no) |
WO (1) | WO2009136950A1 (no) |
Families Citing this family (35)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
AU2009201961B2 (en) * | 2007-02-12 | 2011-04-14 | Valkyrie Commissioning Services, Inc | Apparatus and methods for subsea control system testing |
US8151890B2 (en) * | 2008-10-27 | 2012-04-10 | Vetco Gray Inc. | System, method and apparatus for a modular production tree assembly to reduce weight during transfer of tree to rig |
US20100252269A1 (en) * | 2009-04-01 | 2010-10-07 | Baker Hughes Incorporated | System and method for monitoring subsea wells |
US8517112B2 (en) * | 2009-04-30 | 2013-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for subsea control and monitoring |
US20100300696A1 (en) * | 2009-05-27 | 2010-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | System and Method for Monitoring Subsea Valves |
US8490705B2 (en) * | 2009-10-28 | 2013-07-23 | Diamond Offshore Drilling, Inc. | Hydraulic control system monitoring apparatus and method |
US8469090B2 (en) * | 2009-12-01 | 2013-06-25 | Schlumberger Technology Corporation | Method for monitoring hydrocarbon production |
GB0921632D0 (en) * | 2009-12-10 | 2010-01-27 | Viper Subsea Ltd | Line monitoring device |
SG183801A1 (en) | 2010-03-18 | 2012-10-30 | Cameron Int Corp | Control and supply unit |
WO2011113448A1 (en) * | 2010-03-18 | 2011-09-22 | Cameron International Corporation | Control and supply unit |
EP2423429A1 (en) * | 2010-08-31 | 2012-02-29 | Vetco Gray Controls Limited | Valve condition monitoring |
US8607878B2 (en) * | 2010-12-21 | 2013-12-17 | Vetco Gray Inc. | System and method for cathodic protection of a subsea well-assembly |
EP2469015B2 (en) † | 2010-12-22 | 2018-11-21 | GE Oil & Gas UK Limited | Prognostics of well data |
US8875795B2 (en) * | 2011-04-28 | 2014-11-04 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Subsea sensors display system and method |
EP2522997B1 (en) * | 2011-05-13 | 2014-01-29 | Vetco Gray Controls Limited | Monitoring hydrocarbon fluid flow |
US20130000918A1 (en) * | 2011-06-29 | 2013-01-03 | Vetco Gray Inc. | Flow module placement between a subsea tree and a tubing hanger spool |
US8725302B2 (en) * | 2011-10-21 | 2014-05-13 | Schlumberger Technology Corporation | Control systems and methods for subsea activities |
US9200497B1 (en) * | 2011-10-26 | 2015-12-01 | Trendsetter Engineering, Inc. | Sensing and monitoring system for use with an actuator of a subsea structure |
SG11201403959PA (en) * | 2012-02-09 | 2014-10-30 | Cameron Int Corp | Retrievable flow module unit |
US9840904B2 (en) * | 2012-05-11 | 2017-12-12 | Vetco Gray Controls Limited | Monitoring hydrocarbon fluid flow |
US9249657B2 (en) | 2012-10-31 | 2016-02-02 | General Electric Company | System and method for monitoring a subsea well |
US9169709B2 (en) * | 2012-11-01 | 2015-10-27 | Onesubsea Ip Uk Limited | Spool module |
US8649909B1 (en) * | 2012-12-07 | 2014-02-11 | Amplisine Labs, LLC | Remote control of fluid-handling devices |
US9411916B2 (en) * | 2013-12-31 | 2016-08-09 | Cisco Technology, Inc. | Distributed approach for feature modeling using principal component analysis |
GB2540502B (en) * | 2014-07-29 | 2021-02-24 | Halliburton Energy Services Inc | Efficient way of reporting issues associated with reservoir operations to support team |
GB2542599A (en) | 2015-09-24 | 2017-03-29 | Maersk Drilling As | A drilling or work-over rig comprising an operational control and/or state unit and a computer-implemented method of providing operational control |
BR102016010696B1 (pt) | 2016-05-11 | 2022-07-05 | Fmc Technologies Do Brasil Ltda | Bloco de funções integradas para uso em sistemas submarinos |
US10415354B2 (en) * | 2016-09-06 | 2019-09-17 | Onesubsea Ip Uk Limited | Systems and methods for assessing production and/or injection system startup |
GB2565554B (en) * | 2017-08-15 | 2022-03-30 | Baker Hughes Energy Tech Uk Limited | Flow induced vibration reduction |
US11435722B2 (en) * | 2018-01-18 | 2022-09-06 | Safe Marine Transfer, LLC | Subsea smart electric control unit |
US11168532B2 (en) | 2020-03-06 | 2021-11-09 | Saudi Arabian Oil Company | Method and apparatus for sacrificial wellhead protector and testing adapter |
US11396789B2 (en) | 2020-07-28 | 2022-07-26 | Saudi Arabian Oil Company | Isolating a wellbore with a wellbore isolation system |
US11512557B2 (en) | 2021-02-01 | 2022-11-29 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated system and method for automated monitoring and control of sand-prone well |
CN113432857B (zh) * | 2021-07-02 | 2022-04-12 | 中国石油大学(华东) | 基于数字孪生的水下采油树系统剩余使用寿命预测方法及系统 |
US11624265B1 (en) | 2021-11-12 | 2023-04-11 | Saudi Arabian Oil Company | Cutting pipes in wellbores using downhole autonomous jet cutting tools |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5335730A (en) * | 1991-09-03 | 1994-08-09 | Cotham Iii Heman C | Method for wellhead control |
US6644848B1 (en) * | 1998-06-11 | 2003-11-11 | Abb Offshore Systems Limited | Pipeline monitoring systems |
Family Cites Families (65)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3855456A (en) * | 1972-11-22 | 1974-12-17 | Ebasco Serv | Monitor and results computer system |
US4138669A (en) * | 1974-05-03 | 1979-02-06 | Compagnie Francaise des Petroles "TOTAL" | Remote monitoring and controlling system for subsea oil/gas production equipment |
US4052703A (en) * | 1975-05-05 | 1977-10-04 | Automatic Terminal Information Systems, Inc. | Intelligent multiplex system for subsurface wells |
US4603735A (en) * | 1984-10-17 | 1986-08-05 | New Pro Technology, Inc. | Down the hole reverse up flow jet pump |
GB2182180A (en) | 1985-10-30 | 1987-05-07 | Otis Eng Co | Electronic control system with fiber optic link |
US4862426A (en) * | 1987-12-08 | 1989-08-29 | Cameron Iron Works Usa, Inc. | Method and apparatus for operating equipment in a remote location |
FR2640415B1 (fr) * | 1988-12-13 | 1994-02-25 | Schlumberger Prospection Electr | Connecteur a accouplement inductif destine a equiper les installations de surface d'un puits |
GB9212685D0 (en) * | 1992-06-15 | 1992-07-29 | Flight Refueling Ltd | Data transfer |
US5492017A (en) * | 1994-02-14 | 1996-02-20 | Abb Vetco Gray Inc. | Inductive pressure transducer |
GB9415962D0 (en) | 1994-08-06 | 1994-09-28 | Schlumberger Ltd | Multiphase fluid component discrimination |
US5732776A (en) * | 1995-02-09 | 1998-03-31 | Baker Hughes Incorporated | Downhole production well control system and method |
GB2318815B (en) | 1996-11-01 | 2000-10-11 | Brisco Eng Ltd | A control system |
US6434435B1 (en) * | 1997-02-21 | 2002-08-13 | Baker Hughes Incorporated | Application of adaptive object-oriented optimization software to an automatic optimization oilfield hydrocarbon production management system |
GB2332220B (en) * | 1997-12-10 | 2000-03-15 | Abb Seatec Ltd | An underwater hydrocarbon production system |
WO1999047788A1 (en) | 1998-03-13 | 1999-09-23 | Abb Offshore Systems Limited | Well control |
CA2332893C (en) | 1998-05-15 | 2005-12-20 | Baker Hughes Incorporated | Automatic hydrocarbon production management system |
US6102124A (en) * | 1998-07-02 | 2000-08-15 | Fmc Corporation | Flying lead workover interface system |
DE69833091D1 (de) * | 1998-09-03 | 2006-03-30 | Cooper Cameron Corp | Aktivierungsmodul |
US6257332B1 (en) * | 1999-09-14 | 2001-07-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well management system |
GB2358204B (en) | 2000-01-14 | 2002-09-18 | Fmc Corp | Subsea completion annulus monitoring and bleed down system |
CA2399079C (en) * | 2000-02-02 | 2007-01-02 | Fmc Technologies, Inc. | Non-intrusive pressure measurement device for subsea well casing annuli |
US6302203B1 (en) * | 2000-03-17 | 2001-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for communicating with devices positioned outside a liner in a wellbore |
GB2361726B (en) * | 2000-04-27 | 2002-05-08 | Fmc Corp | Coiled tubing line deployment system |
NO312376B1 (no) * | 2000-05-16 | 2002-04-29 | Kongsberg Offshore As | Fremgangsmåte og anordning for styring av ventiler av en undervannsinstallasjon |
US6801135B2 (en) * | 2000-05-26 | 2004-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Webserver-based well instrumentation, logging, monitoring and control |
GB2383633A (en) * | 2000-06-29 | 2003-07-02 | Paulo S Tubel | Method and system for monitoring smart structures utilizing distributed optical sensors |
GB0016572D0 (en) * | 2000-07-05 | 2000-08-23 | Tronic Ltd | Connector |
US6899178B2 (en) * | 2000-09-28 | 2005-05-31 | Paulo S. Tubel | Method and system for wireless communications for downhole applications |
GB2367593B (en) * | 2000-10-06 | 2004-05-05 | Abb Offshore Systems Ltd | Control of hydrocarbon wells |
US6978210B1 (en) * | 2000-10-26 | 2005-12-20 | Conocophillips Company | Method for automated management of hydrocarbon gathering systems |
GB2377233B (en) * | 2000-11-04 | 2005-05-11 | Weatherford Lamb | Safety mechanism for tubular gripping apparatus |
US6795798B2 (en) * | 2001-03-01 | 2004-09-21 | Fisher-Rosemount Systems, Inc. | Remote analysis of process control plant data |
US6478087B2 (en) * | 2001-03-01 | 2002-11-12 | Cooper Cameron Corporation | Apparatus and method for sensing the profile and position of a well component in a well bore |
US20020183971A1 (en) * | 2001-04-10 | 2002-12-05 | Wegerich Stephan W. | Diagnostic systems and methods for predictive condition monitoring |
US6980929B2 (en) * | 2001-04-18 | 2005-12-27 | Baker Hughes Incorporated | Well data collection system and method |
BR0202248B1 (pt) * | 2001-04-23 | 2014-12-09 | Schlumberger Surenco Sa | Sistema de comunicação submarina e método utilizável com um poço submarino |
GB2376487B (en) * | 2001-06-15 | 2004-03-31 | Schlumberger Holdings | Power system for a well |
US6725924B2 (en) * | 2001-06-15 | 2004-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | System and technique for monitoring and managing the deployment of subsea equipment |
US7011155B2 (en) * | 2001-07-20 | 2006-03-14 | Baker Hughes Incorporated | Formation testing apparatus and method for optimizing draw down |
NO316294B1 (no) * | 2001-12-19 | 2004-01-05 | Fmc Kongsberg Subsea As | Fremgangsmåte og anordning for reservoarovervåkning via en klargjort brönn |
GB0216259D0 (en) * | 2002-07-12 | 2002-08-21 | Sensor Highway Ltd | Subsea and landing string distributed sensor system |
DE60315304D1 (de) * | 2002-08-14 | 2007-09-13 | Baker Hughes Inc | Unterwasser-einspritzungeinheit zum einspritzen von chemischen zusatzstoffen und überwachungssystem für ölförderbetriebe |
US6978832B2 (en) | 2002-09-09 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole sensing with fiber in the formation |
US7219730B2 (en) * | 2002-09-27 | 2007-05-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Smart cementing systems |
US7219729B2 (en) * | 2002-11-05 | 2007-05-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Permanent downhole deployment of optical sensors |
GB2396086C (en) | 2002-12-03 | 2007-11-02 | Vetco Gray Controls Ltd | A system for use in controlling a hydrocarbon production well |
US6898339B2 (en) | 2002-12-16 | 2005-05-24 | Schlumberger Technology Corporation | Multiple mode pre-loadable fiber optic pressure and temperature sensor |
US6994162B2 (en) * | 2003-01-21 | 2006-02-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Linear displacement measurement method and apparatus |
GB2398444B (en) | 2003-02-04 | 2005-08-17 | Sensor Highway Ltd | Method and system for the use of a distributed temperature system in a subsea well |
US7254999B2 (en) * | 2003-03-14 | 2007-08-14 | Weatherford/Lamb, Inc. | Permanently installed in-well fiber optic accelerometer-based seismic sensing apparatus and associated method |
US7000698B2 (en) | 2003-04-07 | 2006-02-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and systems for optical endpoint detection of a sliding sleeve valve |
US6840114B2 (en) | 2003-05-19 | 2005-01-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Housing on the exterior of a well casing for optical fiber sensors |
BRPI0410224A (pt) * | 2003-05-23 | 2006-05-09 | Sensor Highway Ltd | sistema sensor da temperatura distribuìda em fibra ótica |
US7074064B2 (en) * | 2003-07-22 | 2006-07-11 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Electrical connector useful in wet environments |
US7083009B2 (en) * | 2003-08-04 | 2006-08-01 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Pressure controlled fluid sampling apparatus and method |
NO323785B1 (no) | 2004-02-18 | 2007-07-09 | Fmc Kongsberg Subsea As | Kraftgenereringssystem |
US6998724B2 (en) * | 2004-02-18 | 2006-02-14 | Fmc Technologies, Inc. | Power generation system |
US7210856B2 (en) * | 2004-03-02 | 2007-05-01 | Welldynamics, Inc. | Distributed temperature sensing in deep water subsea tree completions |
US7208855B1 (en) * | 2004-03-12 | 2007-04-24 | Wood Group Esp, Inc. | Fiber-optic cable as integral part of a submersible motor system |
WO2005112574A2 (en) * | 2004-05-14 | 2005-12-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Flying lead connector and method for making subsea connections |
GB2420849B (en) | 2004-12-02 | 2007-06-27 | Schlumberger Holdings | Optical pH sensor |
GB2456442B (en) * | 2004-12-22 | 2009-09-09 | Vetco Gray Controls Ltd | Hydraulic Control System |
US7751677B2 (en) * | 2005-06-30 | 2010-07-06 | Weatherford/Lamb, Inc. | Optical fiber feedthrough using axial seals for bi-directional sealing |
US7647974B2 (en) * | 2006-07-27 | 2010-01-19 | Vetco Gray Inc. | Large bore modular production tree for subsea well |
US20080217022A1 (en) * | 2007-03-06 | 2008-09-11 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea communications multiplexer |
-
2008
- 2008-05-09 US US12/118,086 patent/US7967066B2/en active Active
- 2008-05-13 GB GB1018050.3A patent/GB2472714B/en active Active
- 2008-05-13 BR BRPI0822684-9A patent/BRPI0822684A2/pt active IP Right Grant
- 2008-05-13 AU AU2008355950A patent/AU2008355950B2/en active Active
- 2008-05-13 WO PCT/US2008/063501 patent/WO2009136950A1/en active Application Filing
-
2010
- 2010-11-17 NO NO20101616A patent/NO339090B1/no unknown
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5335730A (en) * | 1991-09-03 | 1994-08-09 | Cotham Iii Heman C | Method for wellhead control |
US6644848B1 (en) * | 1998-06-11 | 2003-11-11 | Abb Offshore Systems Limited | Pipeline monitoring systems |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BRPI0822684A2 (pt) | 2015-06-30 |
NO20101616L (no) | 2010-11-17 |
US20090277644A1 (en) | 2009-11-12 |
GB2472714A (en) | 2011-02-16 |
US7967066B2 (en) | 2011-06-28 |
AU2008355950A2 (en) | 2011-01-20 |
AU2008355950B2 (en) | 2015-06-25 |
GB2472714B (en) | 2012-07-25 |
GB201018050D0 (en) | 2010-12-08 |
AU2008355950A1 (en) | 2009-11-12 |
WO2009136950A1 (en) | 2009-11-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO339090B1 (no) | Fremgangsmåte og system for overvåking av en ventiltreenhet på en undervanns hydrokarbonbrønn | |
EP2329101B1 (en) | Optical sensing system for wellhead equipment | |
US8515880B2 (en) | Condition monitoring of an underwater facility | |
KR102332861B1 (ko) | 해저 제어 서브시스템 컴포넌트들에 대한 컴포넌트 건강상태 및 예방정비 요구들을 시각화하는 시스템들 및 방법들 | |
EP2668367B1 (en) | Monitoring the health of a blowout preventer | |
AU2007313541B2 (en) | Performance monitor for subsea equipment | |
EP4062030B1 (en) | Well annulus pressure monitoring | |
BRPI1103826A2 (pt) | mÉtodo e aparelho monitoramento da operaÇço de equipamento localizado em nÍvel subaquÁtico | |
EP2584420A1 (en) | Flow monitoring of a subsea pipeline | |
BRPI0822684B1 (pt) | Método e sistema para para monitorar um conjunto de árvore de natal instalado em um poço submarino de hidrocarboneto | |
EP2469015B2 (en) | Prognostics of well data | |
Gao et al. | Prognostic and health management design for subsea applications | |
Ahadov | Requirements Elicitation for Barrier Monitoring System | |
Neri et al. | Subsea architectures to facilitate increased recovery from reservoirs: Subsea processing, condition monitoring and process optimisation in a modern subsea control system |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: ONSAGERS AS, POSTBOKS 1813 VIKA, 0123 OSLO, NORGE |