NO340058B1 - System for continuous evaluation of drilling fluid properties - Google Patents

System for continuous evaluation of drilling fluid properties Download PDF

Info

Publication number
NO340058B1
NO340058B1 NO20121023A NO20121023A NO340058B1 NO 340058 B1 NO340058 B1 NO 340058B1 NO 20121023 A NO20121023 A NO 20121023A NO 20121023 A NO20121023 A NO 20121023A NO 340058 B1 NO340058 B1 NO 340058B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
pipe segment
drilling fluid
differential pressure
density
pressure
Prior art date
Application number
NO20121023A
Other languages
Norwegian (no)
Other versions
NO20121023A1 (en
Inventor
Olav Gerhard Haukenes Nygaard
Original Assignee
Trodlabotn Boreindustri As
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Trodlabotn Boreindustri As filed Critical Trodlabotn Boreindustri As
Priority to NO20121023A priority Critical patent/NO340058B1/en
Publication of NO20121023A1 publication Critical patent/NO20121023A1/en
Publication of NO340058B1 publication Critical patent/NO340058B1/en

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • 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
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
    • G01F1/76—Devices for measuring mass flow of a fluid or a fluent solid material
    • G01F1/86—Indirect mass flowmeters, e.g. measuring volume flow and density, temperature or pressure
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F15/00—Details of, or accessories for, apparatus of groups G01F1/00 - G01F13/00 insofar as such details or appliances are not adapted to particular types of such apparatus
    • G01F15/02—Compensating or correcting for variations in pressure, density or temperature
    • G01F15/022—Compensating or correcting for variations in pressure, density or temperature using electrical means

Description

System for kontinuerlig evaluering av borevæskeegenskaper System for continuous evaluation of drilling fluid properties

Den foreliggende oppfinnelse gjelder et system og en fremgangsmåte for kontinuerlig å evaluere borevæskeegenskapene i tilførselsledningene for boreslam i en boreinstallasjon for boring av hull i undergrunnen for å utvinne hydrokarboner, geotermiske energi eller grunnvann. The present invention relates to a system and a method for continuously evaluating the drilling fluid properties in the supply lines for drilling mud in a drilling installation for drilling holes in the subsoil to extract hydrocarbons, geothermal energy or groundwater.

Når det bores hull i undergrunnen, pumpes typisk en borevæske (for eksempel boreslam eller vann) fra en boreinstallasjon ned i borehullet via borerøret og ut gjennom borekronen og opp ringrommet, primært for transportere opp borekaks fra boreprosessen. Borevæsken benyttes også til å opprettholde et egnet trykk i ringrommet, slik at borehullet ikke kollapser eller sprekker opp. I tillegg benyttes borevæsken til å kjøle ned og smøre borekronen. When holes are drilled in the subsoil, a drilling fluid (for example drilling mud or water) is typically pumped from a drilling installation down into the borehole via the drill pipe and out through the drill bit and up the annulus, primarily to transport up cuttings from the drilling process. The drilling fluid is also used to maintain a suitable pressure in the annulus, so that the borehole does not collapse or crack open. In addition, the drilling fluid is used to cool and lubricate the drill bit.

Noen av de viktigste egenskapene til borevæsken for å opprettholde ønskede forhold i brønnen under boreoperasonen er derfor strømningshastigheten, rheologien og tettheten til borevæsken i alle deler av strømningssløyfen fra borevæsken pumpes inn i brønnen og til borevæsken returnerer til borevæsketankene ved overflaten. Some of the most important properties of the drilling fluid to maintain desired conditions in the well during the drilling operation are therefore the flow rate, rheology and density of the drilling fluid in all parts of the flow loop from the drilling fluid being pumped into the well and until the drilling fluid returns to the drilling fluid tanks at the surface.

I dag måles typisk borevæskeegenskapene ved å ta en prøve av borevæsken ved forskjellige tilgjengelig punkter boreprosessen, og evaluere eksempelvis tettheten ved hjelp av en balansevekt og eksempelvis rheologien ved hjelp av en trakt eller et mer avansert instrument, et såkalt viskosimeter der et roterende eller vibrerende element plasseres i et lite kar som inneholder en prøve av borevæsken. Today, the drilling fluid properties are typically measured by taking a sample of the drilling fluid at various accessible points in the drilling process, and evaluating, for example, the density using a balance and, for example, the rheology using a funnel or a more advanced instrument, a so-called viscometer where a rotating or vibrating element placed in a small vessel containing a sample of the drilling fluid.

Andre måter å evaluere borevæskens egenskaper på er å montere et eksempelvis et Coriolismeter som måler volumstrømningsrate og tetthet til borevæsken i tillegg til å kombinere dette med måling av nivået i borevæsketankene. Eksempler på disse systemene kan deet refereres til patentene US1981/4290305, US2001/6257354, US2003/6650280, US2010/7823656. Other ways to evaluate the properties of the drilling fluid is to install, for example, a Coriolismeter that measures the volume flow rate and density of the drilling fluid, in addition to combining this with measuring the level in the drilling fluid tanks. Examples of these systems can be referred to patents US1981/4290305, US2001/6257354, US2003/6650280, US2010/7823656.

Av andre metoder for å måle egenskapene til borevæsken er det i artikkelen «Utilizing Instrumented Stand Pipe for Monitoring Drilling Fluid Dynamics for Improving Automated Drilling Operations», IFAC 2012 av Carlsen, Nygaard og Time presentert et system som benytter seg av differensialtrykksensorer for å måle differensialtrykket i en vertikal del og en horisontal del av røret mellom hovedpumpemanifolden og toppen av borestrengen, i tillegg til temperaturmålinger av borevæskestrømmen. Of other methods for measuring the properties of the drilling fluid, in the article "Utilizing Instrumented Stand Pipe for Monitoring Drilling Fluid Dynamics for Improving Automated Drilling Operations", IFAC 2012 by Carlsen, Nygaard and Time, a system that uses differential pressure sensors to measure the differential pressure is presented in a vertical section and a horizontal section of the pipe between the main pump manifold and the top of the drill string, in addition to temperature measurements of the drilling fluid flow.

Et av problemene med denne metoden til Carlsen et al. er at målingene fra differensialtrykksensorene vil være påvirket av mekaniske bevegelser i boreanretningen, som typisk kan forekomme på grunn av borestrengens forstyrrelser eller bølger dersom boreanretningen er plassert på en flytende farkost. Disse mekaniske bevegelsene vil påvirke i større eller mindre grad helningen til innfestingspunktene for differensialtrykksensoren, og derfor påvirke trykkmålingene. Beregningene av tetthet og friksjonstrykktap kan derfor inneholde feil. One of the problems with this method of Carlsen et al. is that the measurements from the differential pressure sensors will be affected by mechanical movements in the drilling rig, which can typically occur due to disturbances in the drill string or waves if the drilling rig is placed on a floating vessel. These mechanical movements will affect to a greater or lesser extent the inclination of the attachment points for the differential pressure sensor, and therefore affect the pressure measurements. The calculations of density and frictional pressure loss may therefore contain errors.

I patenten US1991/5063776 er det beskrevet bruk av en vinkelsensor eller tilsvarende pendelsensor montert i nærheten av nivåmåleren. Bruk av en slik sensor er ikke tilstrekkelig, siden den foreliggende oppfinnelsen inkluderer bruk av en gyrosensor som måler mekanisk bevegelse i tre dimensjoner, som i tillegg er montert direkte på målepunktet for å gi den nødvendige nøyakgihet i bevegelsesmålingene. In patent US1991/5063776, the use of an angle sensor or equivalent pendulum sensor mounted near the level gauge is described. Use of such a sensor is not sufficient, since the present invention includes the use of a gyro sensor that measures mechanical movement in three dimensions, which is also mounted directly on the measuring point to provide the necessary accuracy in the movement measurements.

En annen utfordring til systemet beskrevet i Carlsen et. al. er at det vertikale og det horisontale rørsegmentet er vanskelig i montere mekanisk korrekt i eksisterende og nye boreanretninger, da spesielt et mekanisk avvik i den horisontale delen vil medføre feil i friksjonstrykktapberegningene og påfølgende gi feil i tetthetsberegningene. Another challenge to the system described in Carlsen et. eel. is that the vertical and horizontal pipe segments are difficult to assemble mechanically correctly in existing and new drilling rigs, as a mechanical deviation in the horizontal part in particular will cause errors in the friction pressure loss calculations and subsequently give errors in the density calculations.

Det er et formål med den foreliggende oppfinnelse å i det minste delvis overvinne de ovennevnte problemer og utfordringer. It is an object of the present invention to at least partially overcome the above-mentioned problems and challenges.

Dette formålet, og andre formål som vil være åpenbare ut ifra den følgende beskrivelse, oppnås med et system og en fremgangsmåte i følge de vedlagte uavhengige kravene. Utførelseformer fremsettes i de vedlagte avhengige kravene. This purpose, and other purposes which will be obvious from the following description, is achieved with a system and a method according to the attached independent claims. Embodiments are presented in the attached dependent claims.

I følge et aspekt av den foreliggende oppfinnelse, tilveiebringes et system for å evaluere boreslamegenskaper i en boreinstallasjon mellom hovedpumpemanifolden og toppen av borestrengen, der systemet innebefatter: Minst et gyroelement som plasseres på et, to eller flere rette rørsegment som er plassert i en vinkel i forhold til hverandre; og der minst to differensialtrykkelementer måler trykkforholdene mellom endene i hvert av de to rette rørsegmentene; og et beregningsmiddel som kombinerer gyromålingene med differensialtrykkmålingene for å filtrere ut mekaniske påvirkninger når borevæskens tetthet og friksjonstrykktap beregnes. According to one aspect of the present invention, there is provided a system for evaluating drilling mud properties in a drilling installation between the main pump manifold and the top of the drill string, wherein the system includes: At least one gyro element placed on one, two or more straight pipe segments positioned at an angle in relationships with each other; and where at least two differential pressure elements measure the pressure conditions between the ends in each of the two straight pipe segments; and a calculation tool that combines the gyro measurements with the differential pressure measurements to filter out mechanical influences when the drilling fluid density and frictional pressure loss are calculated.

Det foreliggende system kan også innebefatte temperatur og trykkmålinger i nærheten av de rette rørsegment eller hovedpumpemanifolden i tillegg til en manifold med en styrt ventil som kan lukke strømningspassasjen til toppen av borestrengen, og åpne en returlinje tilbake til tank; der returlinjen har en strupningsventil som kan benyttes til å endre trykkforholdene i de rette rørsegmentene; og et styremiddel som er tilpasset til å kunne styre strupningsventilen og/eller hovepumperaten, og beregne boreslamegenskaper som tetthet og strømningstrykkfall basert på en kombinasjon av de nevnte målinger. The present system may also include temperature and pressure measurements near the straight pipe segment or the main pump manifold in addition to a manifold with a controlled valve that can close the flow passage to the top of the drill string, and open a return line back to the tank; where the return line has a throttling valve which can be used to change the pressure conditions in the straight pipe segments; and a control means which is adapted to be able to control the throttle valve and/or the main pump rate, and calculate drilling mud properties such as density and flow pressure drop based on a combination of the aforementioned measurements.

Det foreliggende systemet tillater at mekaniske forstyrrelser som følge av bevegelser i boreanretningen eller bølgebevegelser på en flytende anretning ikke påvirker beregningene av borevæskens tetthet og friksjonstrykktap. Ved hjelp av det foreliggende systemet kan man beregne både mekaniske påvirkninger i gyroene og trykkpåvirkninger i differensialtrykksensorer og derfor oppnå høyere nøyaktighet ved kontinuerlig beregning av trykkforholdene i brønnen. The present system allows that mechanical disturbances resulting from movements in the drilling device or wave movements on a floating device do not affect the calculations of the density of the drilling fluid and frictional pressure loss. With the help of the present system, one can calculate both mechanical effects in the gyros and pressure effects in differential pressure sensors and therefore achieve higher accuracy by continuously calculating the pressure conditions in the well.

Det foreliggende systemet kan også lett monteres inn i en eksisterende boreanretning, siden de to rørsegmentene kun trenger å plasseres i en vinkel mellom 0 og 180 grader i forhold til hverandre. The present system can also be easily fitted into an existing drilling rig, since the two pipe segments only need to be placed at an angle between 0 and 180 degrees in relation to each other.

Det foreliggende systemet kan både benyttes til evaluering av borevæskeegenskaper mens boring pågår og væskestrømmen pumpes inn i borestrengen, og mens boring ikke pågår og væskestrømmen pumpes inn i returrøret. The present system can be used both for the evaluation of drilling fluid properties while drilling is in progress and the fluid flow is pumped into the drill string, and while drilling is not in progress and the fluid flow is pumped into the return pipe.

I følge et annet aspekt av den foreliggende oppfinnelse, tilveiebringes en fremgangsmåte for å beregne borevæskens tetthet og strømningsfriksjonstap hvori minst et rørsegment med tilhørende differentialtrykksensor og gyrosensor benyttes som grunnlag for disse beregningene. I tillegg kan det anvendes måling av antall slag på hovedpumpe for å avgjøre strømningshastighetet gjennom rørsegmentet. Dette aspekter av oppfinnelsen kan fremvise det samme elle lignende trekk og tekniske effekter som det tidligere beskrevne aspektet. According to another aspect of the present invention, a method is provided for calculating the density of the drilling fluid and flow friction loss in which at least one pipe segment with associated differential pressure sensor and gyro sensor is used as a basis for these calculations. In addition, measurement of the number of strokes on the main pump can be used to determine the flow rate through the pipe segment. This aspect of the invention may exhibit the same or similar features and technical effects as the previously described aspect.

Disse og andre aspekter av den foreliggende oppfinnelse vil nå bli beskrevet i nærmere detalj med referanse til de vedlagte tegningene som viser en for øyeblikket foretrukket utførelseform for oppfinnelsen. These and other aspects of the present invention will now be described in more detail with reference to the attached drawings which show a currently preferred embodiment of the invention.

Fig 1. er en skjematisk illustrasjon av et system 100 i følge en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse. Et spesielt bruksområde for den foreliggende oppfinnelse er å benytte beregningene av borevæskens tetthet og friksjonstrykktap til å beregne trykkforholdene nede i brønnen. I dette spesielle bruksområdet kan det foreliggende system 100 være parallelt til, eller i det minste delvis erstatte de manuelle målingene av borevæskens tetthet og reologi som også benyttes til å beregne trykkforholdene i brønnen. Fig 1 is a schematic illustration of a system 100 according to an embodiment of the present invention. A particular area of application for the present invention is to use the calculations of the density of the drilling fluid and frictional pressure loss to calculate the pressure conditions down in the well. In this particular area of use, the present system 100 can be parallel to, or at least partially replace, the manual measurements of the density and rheology of the drilling fluid which are also used to calculate the pressure conditions in the well.

Systemet i 100 innbefatter et første rørsegment 110 som har påmontert en differensialtrykkmåler 111. Differensialtrykkmåleren 111 måler trykket mellom prosesstilkoblingene på rørsegmentet 110. Gyroelement 115 og 116 er montert ved prosesstilkoblingene. Det andre rørsegmentet 120 har også påmontert på tilsvarende måte både differensialtrykksensor 111 og gyroelementene 125 og 126. Målingene fra gyroelementene og differensialtrykksensorene registreres og behandles ved hjelp av styremiddelet 140. The system in 100 includes a first pipe segment 110 which has a differential pressure gauge 111 mounted on it. The differential pressure gauge 111 measures the pressure between the process connections on the pipe segment 110. Gyro elements 115 and 116 are mounted at the process connections. The second pipe segment 120 also has both the differential pressure sensor 111 and the gyro elements 125 and 126 fitted in a similar manner. The measurements from the gyro elements and the differential pressure sensors are recorded and processed using the control means 140.

Vinkelen mellom rørsegment 110 og 120 kan være mellom 0 grader og 180 grader i forhold til hverandre, men det tilstrebes en mest mulig horisontal og vertikal plassering av rørsegment, og i det minste slik at vinkelen i rørsegment 110 er forskjellig fra rørsegment 120. Typisk sett vil rørsegment 110 plasseres i en tilnærmet horisontal stilling, mens rørsegment 120 plasseres i en tilnærmet vertikal stilling. Lengden på rørsegmentene kan variere, typisk vil disse være mellom 1 og 30 meters lengde, men både kortere og lenger rørsegmenter kan benyttes. Diameter vil typisk sett være lik borestrengens diameter, men både større og mindre diameter kan benyttes. The angle between pipe segments 110 and 120 can be between 0 degrees and 180 degrees in relation to each other, but the aim is to have the pipe segment as horizontal and vertical as possible, and at least so that the angle in pipe segment 110 is different from pipe segment 120. Typically pipe segment 110 will be placed in an approximately horizontal position, while pipe segment 120 will be placed in an approximately vertical position. The length of the pipe segments can vary, typically these will be between 1 and 30 meters long, but both shorter and longer pipe segments can be used. Diameter will typically be equal to the diameter of the drill string, but both larger and smaller diameters can be used.

For å kompensere for temperatur og trykkvariasjoner, monteres det en temperatursensor 106 og en trykksensor 107 oppstrøms av rørsegmentene 110 og 120. To compensate for temperature and pressure variations, a temperature sensor 106 and a pressure sensor 107 are mounted upstream of the pipe segments 110 and 120.

Etter det siste rørsegmentet kan borevæsken enten ledes via en treveis ventil 130 til toppen av borestrengen 210 eller via returrøret 131 til strupningsventilen 132. Derfra følger boreslammet tilbake til tanken 200 via returkanalen 230. After the last pipe segment, the drilling fluid can either be led via a three-way valve 130 to the top of the drill string 210 or via the return pipe 131 to the throttle valve 132. From there, the drilling mud follows back to the tank 200 via the return channel 230.

Borevæsken pumpes ved hjelp av pumpen 101 fra tanken 200. Et strømningsmålingsdetektor 105 måler væskestrømmens volumrate, det kan være slag per minutt teller eller et tachometer eller et annet deteksjonemiddel der man kan utlede strømningsrate. The drilling fluid is pumped by means of the pump 101 from the tank 200. A flow measurement detector 105 measures the volume rate of the fluid flow, it can be a stroke per minute counter or a tachometer or another detection means from which the flow rate can be derived.

Fagpersonen vil forstå at den foreliggende oppfinnelse på ingen måte er begrenset til utførelsesformene beskrevet under. Tvert i mot er mange modifikasjoner og variasjoner mulig innenfor de vedlagte kravenes omfang. The person skilled in the art will understand that the present invention is in no way limited to the embodiments described below. On the contrary, many modifications and variations are possible within the scope of the attached requirements.

Claims (7)

1. System (100) for å evaluere borevæskeegenskaper i en boreinnretning, spesielt for å evaluere borevæskens tetthet og strømningstap, der systemet innebefatter: Minst et rørsegment (110) med påmontert minst en gyrosensor og minst en differensialtrykksensor, der gyrosensoren måler vinkler i tre dimensjoner og monteres i samme posisjon som differensialtrykksensoren; og Styremiddel (140) tilpasset for selektivt eller sekvensielt beregne borevæskens tetthet og strømningsfriksjonstrykktap basert på målt differensialtrykk og rørets vinkler i forhold til tre plan.1. System (100) for evaluating drilling fluid properties in a drilling device, in particular for evaluating the density and flow loss of the drilling fluid, where the system includes: At least one pipe segment (110) with mounted at least one gyro sensor and at least one differential pressure sensor, where the gyro sensor measures angles in three dimensions and mounted in the same position as the differential pressure sensor; and Control means (140) adapted to selectively or sequentially calculate the density of the drilling fluid and flow friction pressure loss based on measured differential pressure and the pipe's angles in relation to three planes. 2. System i følge krav 1, videre innebefattende deteksjonsmiddel (105) for å detektere strømningsrate gjennom rørsegmentet (110), der rørsegmentet (110) sin vinkel i forhold til horisontalplanet er mer en 0 grader og mindre enn 180 grader.2. System according to claim 1, further comprising detection means (105) for detecting flow rate through the pipe segment (110), where the pipe segment (110)'s angle in relation to the horizontal plane is more than 0 degrees and less than 180 degrees. 3. System i følge krav 1 eller 2, videre innebefattet et rørsegment (120) der rørets vinkel i forhold til horisontalplanet er forskjellig fra rørsegment (110), hvori styremiddelets beregner tettheten og strømningstrykkfall ved hjelp av de to differentialtrykksensorene og de to gyrosensorene.3. System according to claim 1 or 2, further comprising a pipe segment (120) where the angle of the pipe in relation to the horizontal plane is different from pipe segment (110), in which the control means calculates the density and flow pressure drop using the two differential pressure sensors and the two gyro sensors. 4. System i følge krav 1, 2 eller 3, videre innebefattet en temperatursensor (106) og trykksensor (107) for å korrigere tetthetsberegningen og strømningstrykktapsberegningen ved varierende trykkforhold og temperaturforhold.4. System according to claim 1, 2 or 3, further comprising a temperature sensor (106) and pressure sensor (107) to correct the density calculation and the flow pressure loss calculation at varying pressure conditions and temperature conditions. 5. System i følge krav 4, videre innebefattet en returrørsegment (131) med en strupningsventil (132), hvori styremiddelet (140) kan justere trykkforholdene i rørsegmentene ved å justere på åpningen i strupningsventilen (132).5. System according to claim 4, further comprising a return pipe segment (131) with a throttling valve (132), in which the control means (140) can adjust the pressure conditions in the pipe segments by adjusting the opening in the throttling valve (132). 6. Fremgangsmåte for kontinuerlig å evaluere borevæskens tetthet og strømningstrykkfall, hvori minst et rørsegment (110) og minst et deteksjonsmiddel (105) for strømningsrate, der fremgangsmåten innbefatter: å registrere differensialtrykket (111) når deteksjonsmiddelet for strømningsrate (105) registrerer null strømningsrate; å beregne borevæskens tetthet ved hjelp av det registrerte differensialtrykket (111), lengden på rørsegmentet, og vinkelen i forhold til horisontalplanet (115),(116); å registrere differensialtrykket når deteksjonsmiddelet for strømningsrate (105) registrerer mer enn null strømningsrate; og å beregne borevæskens friksjonstrykktap ved hjelp av det registrerte differensialtrykket (111), lengden på rørsegmentet og vinkelen i forhold til horisontalplanet (115),(116).6. Method for continuously evaluating the drilling fluid density and flow pressure drop, wherein at least one pipe segment (110) and at least one flow rate detection means (105), wherein the method includes: recording the differential pressure (111) when the flow rate detection means (105) detects zero flow rate; calculating the density of the drilling fluid using the recorded differential pressure (111), the length of the pipe segment, and the angle in relation to the horizontal plane (115), (116); sensing the differential pressure when the flow rate detection means (105) senses greater than zero flow rate; and to calculate the frictional pressure loss of the drilling fluid using the recorded differential pressure (111), the length of the pipe segment and the angle in relation to the horizontal plane (115), (116). 7. Fremgangsmåte i følge krav 6, videre innebefattet et rørsegment (120), der fremgangsmåten innbefatter: å registrere differensialtrykket og vin kei posisjon for både rørsegment (110) og (120); å beregne borevæskens tetthet ved hjelp av registrert differensialtrykk (111), og differesialtrykk (121), lengden på rørsegment (110) og rørsegment (120), og vinkel (115), (116), (125) og (126) i forhold til horisontalplanet; å beregne borevæsken strømningstrykkfall ved hjelp av den beregnede tettheten til borevæsken, og det ene rørsegment (110) sitt registrerte differensialtrykk (111) eller det andre rørsegment (120) sitt registrerte differensialtrykk (121).7. Method according to claim 6, further including a pipe segment (120), where the method includes: recording the differential pressure and angle position for both pipe segment (110) and (120); to calculate the density of the drilling fluid using recorded differential pressure (111), and differential pressure (121), the length of pipe segment (110) and pipe segment (120), and angle (115), (116), (125) and (126) in relation to the horizontal plane; to calculate the drilling fluid flow pressure drop using the calculated density of the drilling fluid, and one pipe segment (110)'s registered differential pressure (111) or the other pipe segment (120)'s registered differential pressure (121).
NO20121023A 2012-09-12 2012-09-12 System for continuous evaluation of drilling fluid properties NO340058B1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20121023A NO340058B1 (en) 2012-09-12 2012-09-12 System for continuous evaluation of drilling fluid properties

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20121023A NO340058B1 (en) 2012-09-12 2012-09-12 System for continuous evaluation of drilling fluid properties

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20121023A1 NO20121023A1 (en) 2014-03-13
NO340058B1 true NO340058B1 (en) 2017-03-06

Family

ID=50439563

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20121023A NO340058B1 (en) 2012-09-12 2012-09-12 System for continuous evaluation of drilling fluid properties

Country Status (1)

Country Link
NO (1) NO340058B1 (en)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2541741B (en) 2015-08-28 2019-05-29 Equinor Energy As Measurement of cement properties

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5063776A (en) * 1989-12-14 1991-11-12 Anadrill, Inc. Method and system for measurement of fluid flow in a drilling rig return line

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5063776A (en) * 1989-12-14 1991-11-12 Anadrill, Inc. Method and system for measurement of fluid flow in a drilling rig return line

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
"Utilizing Instrumented Stand Pipe for Monitoring Drilling Fluid Dynamics for Improving Automated Drilling Operations", Carlsen, L. A. et al. Proceedings of the 2012 IFAC Workshop on Automatic Control in Offshore Oil and Gas Production, Norwegian University of Science and Technology, Trondheim, Norway, May 31 - June 1, 2012. , Dated: 01.01.0001 *

Also Published As

Publication number Publication date
NO20121023A1 (en) 2014-03-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO20120102A1 (en) Method for measuring multiphase fluid flow downhole
NO346910B1 (en) CONTROLLED PRESSURE DRILLING WITH RIG LIFT COMPENSATION
US20150211362A1 (en) Systems and methods for monitoring drilling fluid conditions
US10012072B2 (en) Multi-phase flow meter and methods for use thereof
NO20101645L (en) Multiphase flow paint method
EA201101271A1 (en) MEASURING VOLUME CONSUMPTION OF DRILLING SOLUTION IN THE INTERTUBULAR SPACE DURING DRILLING AND USE OF THE OBTAINED DATA TO DETECT THE DISTURB IN THE WELL
NO338490B1 (en) Method, apparatus and system for in-situ determination of a formation parameter
NO344685B1 (en) Downhole local sludge weight measurement near drill bit
NO331633B1 (en) Apparatus and method for detecting and quantifying leakage in a rudder
US20180045001A1 (en) Bell nipple
NO20130781A1 (en) Stromningsmaling
NO20130780A1 (en) Recalibration of instruments
US11585170B2 (en) Flow meter measurement for drilling rig
NO20211330A1 (en) Product sampling system with underwater valve trees
MY173165A (en) Marine diverter system with real time kick or loss detection
CN103590811A (en) Experiment device and method for measuring large displacement well drill column clamping point
RU2008134796A (en) METHOD FOR TESTING AND RESEARCHING OIL AND GAS WELLS
BR112020021776A2 (en) improved flow measurement
NO340058B1 (en) System for continuous evaluation of drilling fluid properties
NO20121168A1 (en) System for continuous control of drilling fluid properties
AU2016316564B2 (en) System and method for obtaining an effective bulk modulus of a managed pressure drilling system
NO340053B1 (en) System for automatic control of downhole pressure during drilling operations
CN104405316B (en) System and method for detecting density and mass flow of dual-pressure drilling fluid
GB2517502A (en) Method of calculating depth of well bore
CN202596618U (en) Communicating pipe type drilling fluid return flow measuring device

Legal Events

Date Code Title Description
CHAD Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften)

Owner name: TRODLABOTN BOREINDUSTRI AS, NO