NO341340B1

NO341340B1 - Device and method for preventing well component collisions on a rig

Info

Publication number: NO341340B1
Application number: NO20063370A
Authority: NO
Inventors: Egill Abrahamsen; Christopher Hopkins
Original assignee: Weatherford Lamb Inc
Priority date: 2005-07-21
Filing date: 2006-07-20
Publication date: 2017-10-16
Also published as: CA2552805C; GB2428817A; NO20063370L; GB2428817B; CA2552805A1; US20070017682A1; GB0614376D0

Description

Utførelser av den foreliggende oppfinnelse vedrører generelt en anordning og en fremgangsmåte for å lette forbindelse mellom rør. Mer bestemt vedrører oppfinnelsen en sikkerhetsinnretning for å forebygge brønnkomponenter i å kollidere. Enda mer bestemt vedrører oppfinnelsen et overvåkingssystem som forebygger og/eller varsler en operatør når en kollisjon mellom brønnkomponenter er nært forestående. Embodiments of the present invention generally relate to a device and a method for facilitating connection between pipes. More specifically, the invention relates to a safety device to prevent well components from colliding. Even more specifically, the invention relates to a monitoring system which prevents and/or warns an operator when a collision between well components is imminent.

Ved oppbyggingen og kompletteringen av olje- og gassbrønner, bygges en borerigg på jordens overflate for å muliggjøre innsetting og uttak av rørstrenger i en brønnboring. Boreriggen inkluderer en plattform og maskin verktøy, så som et heisesystem, og innrettings/innstikkingsverktøy og en edderkopp for å gripe, sette sammen og senke rørene inn i brønnboringen. Heisesystemet holdes oppe over plattformen fra en talje som opereres av en borevinsj som kan heve eller senke heisesystemet i forhold til riggens dekk. Heisesystemet inkluderer en rørklave, en løpeblokk, bøyler, toppdrevet rotasjonssystem osv. Innrettings/innstikkings-verktøyet for innretting av rør omfatter et posisjoneringshode som er montert på en teleskopisk arm som hydraulisk kan strekkes frem og trekkes tilbake og dreies i et horisontalplan for å posisjonere røret. Edderkoppen er montert på plattformdekket. Rørklaven og edderkoppen har begge holdekiler som er i stand til å gripe og frigjøre et rør, og er designet til å virke i tandem. During the construction and completion of oil and gas wells, a drilling rig is built on the surface of the earth to enable the insertion and withdrawal of pipe strings in a wellbore. The drilling rig includes a platform and machine tools, such as a hoist system, and alignment/insertion tools and a spider to grab, assemble and lower the tubing into the wellbore. The hoisting system is held up above the platform from a hoist operated by a winch that can raise or lower the hoisting system in relation to the rig's deck. The hoisting system includes a pipe clamp, a running block, hoops, top-driven rotation system, etc. The pipe alignment alignment/insertion tool includes a positioning head mounted on a telescopic arm that can be hydraulically extended and retracted and rotated in a horizontal plane to position the pipe . The spider is mounted on the platform deck. The pipe clamp and spider both have retaining wedges capable of gripping and releasing a pipe, and are designed to work in tandem.

Én eller flere operatører utfører oppbyggingsprosessen på en plattform på boreriggen. Operatørene overvåker boreinstrumenteringen, riggdekket og boretårnet mens rørstrenger settes sammen med de fjernstyrte maskinverktøy. Avstanden mellom en operatør og innrettingen/innstikkingen gjør det vanskelig for operatøren å bedømme lokaliseringen av boreverktøyene i forhold til andre boreverktøy. Operatørens synsfelt med henblikk på boreverktøyene er videre blokkert av boreverktøyene i forhold til hverandre, eller forringet av dårlig vær og dårlig lys. Disse faktorer forårsaker enkelte ganger at en operatør gjør en feil, hvilket forårsaker en kollisjon mellom maskinverktøyene. One or more operators carry out the build-up process on a platform on the drilling rig. The operators monitor the drilling instrumentation, the rig deck and the derrick while pipe strings are assembled with the remotely controlled machine tools. The distance between an operator and the alignment/insertion makes it difficult for the operator to judge the location of the drilling tools in relation to other drilling tools. The operator's field of vision with regard to the drilling tools is further blocked by the drilling tools in relation to each other, or impaired by bad weather and poor light. These factors sometimes cause an operator to make a mistake, causing a collision between the machine tools.

Hvis heisesystemet heves og senkes med banen for heisesystemet blokkert av et maskinverktøy, kan det skje alvorlig skade på heisesystemet eller maskin-verktøyet. Fallende gjenstander fra boretårnet kan forårsake skade på annet utstyr, personlig skade eller død. En kollisjon kan således forårsake tap av riggtid, reparasjonskostnader og utbyttingskostnader. If the hoist system is raised and lowered with the path of the hoist system blocked by a machine tool, serious damage to the hoist system or the machine tool may occur. Objects falling from the derrick can cause damage to other equipment, personal injury or death. A collision can thus cause loss of rig time, repair costs and replacement costs.

WO 2005/017306 A1 beskriver et antikollisjonssystem. Systemet omfatter uavhengige transportmidler for bevegelse av objektene i forhold til hverandre, der systemet er forsynt med midler for å styre posisjonen og hastigheten til objektene relativt til hverandre. Hvert objekt er relatert til en definert geometrisk form relatert til objektets posisjon og med dimensjoner som tilsvarer eller rager utenfor objektets fysiske dimensjoner i alle retninger, og dessuten definerer en kritisk tillatt avstand mellom de definerte geometriske formene. WO 2005/017306 A1 describes an anti-collision system. The system comprises independent transport means for moving the objects in relation to each other, where the system is provided with means to control the position and speed of the objects relative to each other. Each object is related to a defined geometric shape related to the object's position and with dimensions that correspond to or extend beyond the object's physical dimensions in all directions, and furthermore defines a critical allowable distance between the defined geometric shapes.

US2004/0020083 A1 beskriver en fremgangsmåte og apparatur for å bestemme lokaliseringen av en maskin utstyret med en mottaker. US2004/0020083 A1 describes a method and apparatus for determining the location of a machine equipped with a receiver.

Det finnes et behov for en forbedret fremgangsmåte og anordning for overvåking av avstanden mellom boreriggens maskinverktøy. Videre finnes det er behov for et overvåkingssystem som forebygger og/eller varsler operatøren når kollisjoner mellom boreverktøy er nært forestående. There is a need for an improved method and device for monitoring the distance between the drilling rig's machine tools. Furthermore, there is a need for a monitoring system that prevents and/or alerts the operator when collisions between drilling tools are imminent.

Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en anordning for forebygging av brønnkomponentkollisjoner på en rigg som angitt i det selvstendige krav 1. The present invention provides a device for preventing well component collisions on a rig as stated in independent claim 1.

Videre tilveiebringer oppfinnelsen en fremgangsmåte for forebygging av brønnkomponentkollisjoner på en rigg ved en brønn som angitt i det selvstendige krav 22. Furthermore, the invention provides a method for preventing well component collisions on a rig at a well as stated in independent claim 22.

Utførelser av den foreliggende oppfinnelse vedrører generelt fremgangsmåter og anordninger for å forebygge utilsiktede kollisjoner mellom et boreverktøy og et annet boreverktøy under boreoperasjoner. Sensorer, og en kontroller, brukes til å detektere lokaliseringen av boreverktøy. Hvis boreverktøyene når en viss nærhet til hverandre, foretar kontrolleren en handling for å hindre en kollisjon. Embodiments of the present invention generally relate to methods and devices for preventing accidental collisions between a drilling tool and another drilling tool during drilling operations. Sensors, and a controller, are used to detect the location of drilling tools. If the drilling tools reach a certain proximity to each other, the controller takes an action to prevent a collision.

I en utførelse inkluderer anordningen for forebygging av brønnkomponent-kollisjoner en første komponent som er flyttbar hovedsakelig i et vertikalplan mot og bort fra et boreriggdekk, en annen komponent som er flyttbar mot og bort fra brønnens senter, og et sansingsorgan for overvåking av lokaliseringen av den første komponent og en kontroller. In one embodiment, the well component collision prevention device includes a first component that is movable substantially in a vertical plane toward and away from a drilling rig deck, a second component that is movable toward and away from the center of the well, and a sensing means for monitoring the location of the first component and a controller.

I en annen utførelse omfatter en anordning for forebygging av brønnkomponentkollisjoner en første komponent som er flyttbar langs en første forhåndsbestemt bane; en annen komponent som er flyttbar langs en annen forhåndsbestemt bane, hvor den første og andre forhåndsbestemte bane krysser hverandre i minst en lokalisering; og et sansingsorgan for overvåking av lokaliseringen av den første komponent i forhold til den annen komponent. In another embodiment, a device for preventing well component collisions comprises a first component which is movable along a first predetermined path; a second component movable along a second predetermined path, the first and second predetermined paths intersecting each other in at least one location; and a sensing means for monitoring the location of the first component relative to the second component.

I en annen utførelse omfatter en fremgangsmåte for forebygging av en kollisjon mellom en første og en annen komponent ved en brønn forflytting av den første komponent hovedsakelig langs en første bane; forflytting av den annen komponent hovedsakelig langs en annen bane, hvor den første og annen bane krysser hverandre i minst en lokalisering; sansing av lokaliseringen av den første komponent; sending av lokaliseringen av den første komponent til en kontroller; og forebygging av kollisjonen mellom den første komponent og den annen komponent. In another embodiment, a method for preventing a collision between a first and a second component at a well comprises moving the first component mainly along a first path; moving the second component substantially along a second path, wherein the first and second paths intersect in at least one location; sensing the location of the first component; sending the location of the first component to a controller; and preventing the collision between the first component and the second component.

I en annen utførelse omfatter et anti-kollisjonssystem en første sensor for overvåking av lokaliseringen av en første komponent; en annen sensor for overvåking av lokaliseringen av en annen komponent; og en kontroller for mottaking av data fra den første og den annen sensor og styring av funksjoner for den første og annen komponent for å hindre en kollisjon. In another embodiment, an anti-collision system comprises a first sensor for monitoring the location of a first component; another sensor for monitoring the location of another component; and a controller for receiving data from the first and second sensors and controlling functions of the first and second components to prevent a collision.

I en utførelse omfatter et anti-kollisjonssystem en regnemaskin som har en første algoritme for beregning av lokaliseringen av en første komponent og en annen algoritme for beregning av lokaliseringen av en annen komponent. Systemet inkluderer også en kontroller som kommunikativt er forbundet med regnemaskinen og minst en av den første og annen komponent, for å hindre en kollisjon. In one embodiment, an anti-collision system comprises a calculator which has a first algorithm for calculating the location of a first component and a second algorithm for calculating the location of another component. The system also includes a controller communicatively connected to the calculator and at least one of the first and second components to prevent a collision.

I en annen utførelse omfatter en fremgangsmåte for forebygging av en kollisjon mellom en første og en annen komponent ved en brønn sansing av lokaliseringen av den første komponent i forhold til den annen komponent; sending av lokaliseringen til en kontroller; og anvendelse av den informasjon som er sendt til kontrolleren til å forflytte den første komponent til en forhåndsbestemt lokalisering, samtidig som man unngår en kollisjon mellom komponentene. In another embodiment, a method for preventing a collision between a first and a second component at a well comprises sensing the location of the first component in relation to the second component; sending the location to a controller; and applying the information sent to the controller to move the first component to a predetermined location while avoiding a collision between the components.

For at de ovenfor anførte trekk ved den foreliggende oppfinnelse skal kunne forstås i detalj, kan en mer detaljert beskrivelse av oppfinnelsen, kort sammenfattet ovenfor, fås med henvisning til utførelser, hvor av noen er vist på de vedføyde tegninger. Det skal imidlertid påpekes at de vedføyde tegninger kun illustrerer typiske utførelser av oppfinnelsen, og derfor ikke skal anses som begrensende for dens omfang, i det oppfinnelsen kan gi adgang til andre like effektive utførelser. Figur 1 er et skjematisk riss av en borerigg som har et anti-kollisjonssystem. In order for the above-mentioned features of the present invention to be understood in detail, a more detailed description of the invention, briefly summarized above, can be obtained with reference to embodiments, some of which are shown in the attached drawings. However, it should be pointed out that the attached drawings only illustrate typical embodiments of the invention, and therefore should not be considered as limiting its scope, as the invention may give access to other equally effective embodiments. Figure 1 is a schematic diagram of a drilling rig having an anti-collision system.

Figur 2 illustrerer et skjematisk diagram av et anti-kollisjonssystem. Figure 2 illustrates a schematic diagram of an anti-collision system.

Figur 3 er et flytskjema for en typisk operasjon av en sammensetting av en rørstreng eller et foringsrør ved bruk av det sikkerhetssystem som er offentliggjort. Figure 3 is a flow chart for a typical operation of an assembly of a pipe string or a casing using the security system that has been published.

I en utførelse tilveiebringes et overvåkingssystem til bruk sammen med en borerigg under sammensetting av rør og når de tas fra hverandre i grunnen eller ved en undersjøisk overflate. Systemet kan anvendes til å forebygge kollisjoner mellom boreriggens maskinverktøy under sammensetting av rør og når de tas fra hverandre. In one embodiment, a monitoring system is provided for use with a drilling rig during the assembly of pipes and when they are taken apart in the ground or at a subsea surface. The system can be used to prevent collisions between the drilling rig's machine tools during assembly of pipes and when they are taken apart.

Figur 1 illustrerer et sideriss av en borerigg 100 på en overflate 170 over en brønnboring 180. Boreriggen 100 inkluderer en borevinsj 102 med en kabel 150 som er festet til et taljesystem 105, for heving og senking av et heisesystem 115. Heisesystemet 115 er vist skjematisk, og kan inkludere en hvilken som type av heisesystem, så som beskrevet i US-patent 6,742,596 og US-patent med serienummer 2004/0003490, overdratt til Weatherford/Lamb, Inc. Boreriggen 100 inkluderer videre en plattform 300 med en operatør 310 og et kontrollpanel 320 for å operere et eller flere verktøy 350. Plattformen 300 og operatøren 310 er lokalisert hvor som helst på boreriggen 100, eller utenfor stedet, hvis dette er ønskelig. Typisk opererer en annen operatør (ikke vist) borevinsjen 102 og heisesystemet 115, en operatør kan imidlertid operere både heisesystemet 115 og verktøyet 350. I en utførelse er det ingen operatør, og systemet er fullstendig automatisert. Borevinsjen 102 består av et hjul eller en spole for oppvikling og avvikling av kabelen 150. Kabelen 150 er festet til et taljesystem 105, ved toppen av boreriggen 100, for heving av senking av heisesystemet 115. Hvis heisesystemet 115 inkluderer et toppdrevet rotasjonssystem (ikke vist) er et skinnesystem 140 nødvendig for å hindre rotasjon av heisesystemet 115. Senteret i boreriggens dekk 330 inkluderer en åpning med en edderkopp 400. Edderkoppen 400 holder en rørstreng 210. En stabel av ikke-sammensatte rør 130 er vist på Figure 1 illustrates a side view of a drilling rig 100 on a surface 170 above a wellbore 180. The drilling rig 100 includes a drilling winch 102 with a cable 150 which is attached to a hoist system 105, for raising and lowering a hoist system 115. The hoist system 115 is shown schematically , and may include any type of hoisting system, such as described in US Patent 6,742,596 and US Patent Serial Number 2004/0003490, assigned to Weatherford/Lamb, Inc. The drilling rig 100 further includes a platform 300 with an operator 310 and a control panel 320 to operate one or more tools 350. The platform 300 and the operator 310 are located anywhere on the drilling rig 100, or off-site, if this is desired. Typically, another operator (not shown) operates the drill winch 102 and the hoist system 115, however, one operator may operate both the hoist system 115 and the tool 350. In one embodiment, there is no operator and the system is fully automated. The drilling winch 102 consists of a wheel or spool for winding and unwinding the cable 150. The cable 150 is attached to a pulley system 105, at the top of the drilling rig 100, for raising and lowering the hoist system 115. If the hoist system 115 includes a top-driven rotation system (not shown ) a rail system 140 is required to prevent rotation of the hoist system 115. The center of the rig deck 330 includes an opening with a spider 400. The spider 400 holds a string of tubing 210. A stack of non-assembled tubing 130 is shown in FIG.

boreriggen 100. Det skal forstås at de ikke-sammensatte rør 130 kan være stablet et annet sted, og i hvilke som helst konfigurasjoner, så lenge heisesystemet 115 er i stand til å løfte rørene 130. the drilling rig 100. It should be understood that the non-assembled pipes 130 may be stacked elsewhere, and in any configurations, as long as the hoist system 115 is capable of lifting the pipes 130.

Boreriggen 100 setter sammen eller tar fra hverandre rørstrenger 210 til bruk i brønnboringen 180. For eksemplifiserende formål er sammensettingen av en rørstreng 210 beskrevet. Edderkoppen 400 holder den sammensatte rørstreng 210, slik at den øvre ende er over boreriggens dekk 330. Heisesystemet 150 griper en av de ikke-sammensatte rør 130 fra stabelen og posisjonerer røret over edderkoppen 400. Et verktøy 350 innretter røret 130 med rørstrengen 210. Verktøyet 350 inkluderer en gripeende 353, for innretting av røret 130. Et eksempel på et innrettingsverktøy kan finnes i US-patent 6,591,471, overdratt til Wheatherford/Lamb, Inc.. Røret 130 forbindes til rørstrengen 210. Med rørene 130 og 210 forbundet, frigjør edderkoppen 400 rørstrengen 210. Med edderkoppen 400 frigjort, bærer heisesystemet 115 rørstrengen 210, og hindrer at den faller inn i brønnboringen 180. Operatøren 310 trekker tilbake verktøyet 350, og den andre operatøren senker heisesystemet 115 inntil kun enden er over boreriggens dekk 330. Edderkoppen 400 griper på ny rørstrengen 210. Heisesystemet 115 frigjør rørstrengen 210, og bringes tilbake til toppen av boreriggen 100. Denne prosessen gjentas inntil rørstrengen 210 er komplett. Videre kan boreriggen 100 inkludere andre verktøy 103 (vist skjematisk), så som en krafttang og/eller en "tailing in"- og en innstikkingsinnretning. Et eksempel på en krafttang er beskrevet i US-patent publikasjon 2002/0189804, overdratt til Wheatherford/Lamb, Inc. Eksempler på en "tailing in"- og innstikkingsinnretning er offentliggjort i US-patent søknad med serienummer 11/119,958, med tittel "Tailing In and Stabbing Device", innlevert 2. mai 2005, og US-patent søknad publikasjon nr. 2004/0131449. The drilling rig 100 assembles or takes apart pipe strings 210 for use in the well drilling 180. For exemplifying purposes, the assembly of a pipe string 210 is described. The spider 400 holds the assembled pipe string 210 so that the upper end is above the drilling rig deck 330. The hoist system 150 grabs one of the non-assembled pipes 130 from the stack and positions the pipe over the spider 400. A tool 350 aligns the pipe 130 with the pipe string 210. The tool 350 includes a gripping end 353, for aligning the pipe 130. An example of an alignment tool can be found in US Patent 6,591,471, assigned to Wheatherford/Lamb, Inc.. The pipe 130 is connected to the pipe string 210. With the pipes 130 and 210 connected, the spider releases 400 the pipe string 210. With the spider 400 released, the hoist system 115 carries the pipe string 210, preventing it from falling into the wellbore 180. The operator 310 retracts the tool 350, and the second operator lowers the hoist system 115 until only the end is above the rig deck 330. The spider 400 grabs the pipe string 210 again. The hoist system 115 releases the pipe string 210, and is brought back to the top of the drilling rig 100. This process is repeated until the pipe string 210 is complete. Furthermore, the drilling rig 100 can include other tools 103 (shown schematically), such as a forceps and/or a "tailing in" and an insertion device. An example of a forceps is described in US patent publication 2002/0189804, assigned to Wheatherford/Lamb, Inc. Examples of a "tailing in" and insertion device are disclosed in US patent application serial number 11/119,958, entitled " Tailing In and Stabbing Device", filed 2 May 2005, and US patent application publication no. 2004/0131449.

Heisesystemet 115 er større enn diameteren av røret 130. Heisesystemet 115 vil derfor kollidere med verktøyet 350, hvis verktøyet 350 ikke trekkes tilbake til en sikker lokalisering før heisesystemet 115 passerer verktøyet 350. På fig. 1 representerer elevasjon A en skjønnsmessig elevasjon, satt av brukeren, hvor verktøyet 350 kan trekkes tilbake uten skade mens heisesystemet 115 forflytter seg nedover. Elevasjon B representerer en skjønnsmessig elevasjon, satt av brukeren, hvor en kollisjon er nært forestående hvis heisesystemet 115 ikke stoppes, og det er usikkert å trekke tilbake verktøyet 350. En eller flere sensorer 500, 502, 503, 504 og 505 er lokalisert på boreriggen 100, for å overvåke lokaliseringen av heisesystemet 115 og verktøyet 350. Data som samles inn av disse sensorene 500, 502, 503, 504 og 505 overføres til en kontroller 900. Kontrolleren 900 er tilpasset til å hindre kollisjon mellom heisesystemet 115 og verktøyet 350. Systemet for forebygging av kollisjon kan videre være tilpasset til å hindre en kollisjon mellom hvilke som helst verktøy på boreriggen 100, inkludert krafttangen og/eller "tailing in"- og innstikkingsinnretningen 103. The hoist system 115 is larger than the diameter of the pipe 130. The hoist system 115 will therefore collide with the tool 350, if the tool 350 is not pulled back to a safe location before the hoist system 115 passes the tool 350. In fig. 1, elevation A represents a discretionary elevation, set by the user, where the tool 350 can be retracted without damage while the hoist system 115 moves downward. Elevation B represents a discretionary elevation, set by the user, where a collision is imminent if the hoist system 115 is not stopped, and it is unsafe to retract the tool 350. One or more sensors 500, 502, 503, 504 and 505 are located on the drilling rig 100, to monitor the location of the hoist system 115 and the tool 350. Data collected by these sensors 500, 502, 503, 504 and 505 is transmitted to a controller 900. The controller 900 is adapted to prevent collision between the hoist system 115 and the tool 350. The collision prevention system can further be adapted to prevent a collision between any tools on the drilling rig 100, including the forceps and/or the "tailing in" and insertion device 103.

Kontrolleren 900 inkluderer en programmerbar sentral prosesseringsenhet som er funksjonsdyktig med et minne, en masselagringsinnretning, en inngangs-kontrollenhet og en valgfri displayenhet. I tillegg inkluderer kontrolleren 900 velkjente støttekretser, så som kraftforsyninger, klokker, cache, inngangs/utgangs-kretser og lignende. Kontrolleren 900 er i stand til å motta data fra sensorene 500, 502, 503, 504 og 505 og andre innretninger, og i stand til å styre innretningene som er forbundet til den. En av funksjonene til kontrolleren 900 er å hindre kollisjoner mellom heisesystemet 115 og verktøyet 350, som beskrevet nedenfor. The controller 900 includes a programmable central processing unit capable of a memory, a mass storage device, an input control unit and an optional display unit. In addition, the controller includes 900 well-known support circuits, such as power supplies, clocks, cache, input/output circuits and the like. The controller 900 is capable of receiving data from the sensors 500, 502, 503, 504 and 505 and other devices, and capable of controlling the devices connected to it. One of the functions of the controller 900 is to prevent collisions between the hoist system 115 and the tool 350, as described below.

En sensor 500 er plassert nær kabelen 150 av borevinsjen 102. Sensoren 500 overvåker mengden av heisekabel 150 som gis ut eller trekkes inn av borevinsjens trommel 102. Sensoren 500 kan omfatte en hjulteller i inngrep med kabelen 150, en sensor for detektering av omdreininger av borevinsjens 102 trommel, en sensor for detektering av omdreiningene av drivakselen (ikke vist) eller drivmekanismen (ikke vist) for borevinsjens trommel eller en hvilken som helst annen type av innretning for måling av mengden av kabel 150 som er strukket ut fra borevinsjens 102 trommel. Hjultelleren måler mengden av omdreininger som foretas av hjulet som er i inngrep med kabelen 150 under drift. Som vist på fig. 2 sender sensoren 500 data til kontrolleren 900. Sensoren 900 er programmert med informasjon som vedrører taljeforholdet og startlokalisering for heisesystemet 115. Taljeforholdet bestemmer forflyttningsavstanden mot riggdekket for en bestemt kabelutstrekking fra borevinsjens trommel 102. For eksempel, hvis taljeforholdet er 10 til 1, så for hver 10 fot kabel som strekkes ut fra borevinsjtrommelen 102, vil heisesystemet 115 forflytte seg 1 fot mot boreriggens dekk 330. Kontrolleren 900 er således konfigurert til å beregne lokaliseringen av heisesystemet 115 når kabelen 150 vikles på og vikles av fra borevinsjtrommelen 102. Sensoren 500 kan brukes alene eller sammen med en eller flere sensorer som er beskrevet nedenfor for å forebygge en kollisjon på plattformen, som omtalt nedenfor. A sensor 500 is located near the cable 150 of the drilling winch 102. The sensor 500 monitors the amount of hoisting cable 150 that is released or drawn in by the drum 102 of the drilling winch. The sensor 500 may comprise a wheel counter in engagement with the cable 150, a sensor for detecting revolutions of the drilling winch 102 drum, a sensor for detecting the revolutions of the drive shaft (not shown) or the drive mechanism (not shown) of the drill winch drum or any other type of device for measuring the amount of cable 150 stretched from the drill winch 102 drum. The wheel counter measures the amount of revolutions made by the wheel engaged with the cable 150 during operation. As shown in fig. 2, the sensor 500 sends data to the controller 900. The sensor 900 is programmed with information relating to the pitch ratio and starting location for the hoist system 115. The pitch ratio determines the travel distance to the rig deck for a particular cable extension from the winch drum 102. For example, if the pitch ratio is 10 to 1, then for every 10 feet of cable extended from the winch drum 102, the hoist system 115 will move 1 foot toward the deck 330 of the drilling rig. The controller 900 is thus configured to calculate the location of the hoist system 115 when the cable 150 is wound on and unwound from the winch drum 102. The sensor 500 can used alone or together with one or more sensors described below to prevent a collision on the platform, as discussed below.

En sensor 502 er tilknyttet verktøyet 350. Sensoren 502 detekterer posisjonen til verktøyet 350, og overfører dataene til kontrolleren 900. I en utførelse er sensoren 502 en mekanisk sensor som er tilknyttet til verktøyet 350, hvilket er kjent innen teknikken, så som et lineært potensiometer, en posisjonstransduser, et stempel, osv. (fig. 2). Sensoren 502 detekterer når verktøyet 350 er fremstrukket til en usikker lokalisering, og når verktøyet er i en sikker lokalisering og overfører disse dataene til kontrolleren 900. A sensor 502 is associated with the tool 350. The sensor 502 detects the position of the tool 350, and transmits the data to the controller 900. In one embodiment, the sensor 502 is a mechanical sensor associated with the tool 350, which is known in the art, such as a linear potentiometer , a position transducer, a piston, etc. (Fig. 2). The sensor 502 detects when the tool 350 is extended to an uncertain location, and when the tool is in a safe location and transmits this data to the controller 900.

I en annen utførelse er sensoren 502 en posisjonssensor som er en del av et trådløst posisjoneringssystem. Som kjent innen teknikken bruker trådløse posisjonssensorer signaler, så som radiobølger, til å triangulere lokaliseringen av sensoren 502. Sensoren 502 brukes sammen med lokaliseringssporingskomponenter. I en utførelse er tre lokaliseringstagger 550, 551 og 552 festet til boreriggen 100 ved tre separate lokaliseringer. Lokaliseringstaggene 550, 551 og 552 kan plasseres hvor som helst på boreriggen 100, selv om det er foretrukket å ha dem i en avstand fra hverandre både horisontalt og vertikalt. De tre lokaliseringstagger 550, 551 og 552 kan da triangulere lokaliseringen av sensoren 502, og således bestemme lokaliseringen av verktøyet 350 og overføre dataene til kontrolleren 900. Videre kan sensoren 502 brukes sammen med foruteksisterende lokaliseringssporingskomponenter, så som GPS-satellitter, eller Wi-Fi-nettverk. In another embodiment, the sensor 502 is a position sensor that is part of a wireless positioning system. As known in the art, wireless position sensors use signals, such as radio waves, to triangulate the location of the sensor 502. The sensor 502 is used in conjunction with location tracking components. In one embodiment, three location tags 550, 551 and 552 are attached to the drilling rig 100 at three separate locations. The location tags 550, 551 and 552 can be placed anywhere on the drilling rig 100, although it is preferred to have them spaced apart both horizontally and vertically. The three location tags 550, 551 and 552 can then triangulate the location of the sensor 502, thus determining the location of the tool 350 and transmitting the data to the controller 900. Furthermore, the sensor 502 can be used in conjunction with pre-existing location tracking components, such as GPS satellites, or Wi-Fi -network.

En annen posisjonssensor 503 er festet til heisesystemet 115 og er inkorporert som en del av det trådløse posisjoneringssystem. Lokaliseringstaggene 550, 551 og 552 lokaliserer sensoren 503 når heisesystemet 115 forflytter seg opp og ned, og overfører disse dataene til kontrolleren 900. Another position sensor 503 is attached to the elevator system 115 and is incorporated as part of the wireless positioning system. The location tags 550, 551 and 552 locate the sensor 503 when the elevator system 115 moves up and down, and transmit this data to the controller 900.

I en annen utførelse, hvis heisesystemet 115 har en styrevogn for det toppdrevne rotasjonssystem (ikke vist), detekterer en sensor 504 som er plassert på skinnen 140 når styrevognen beveger seg mellom elevasjon A og/eller elevasjon B. Sensoren 504 kan være en hvilken som helst type sensor som er kjent innen teknikken, så som en strekklapp, en bryter som aktiveres av styrevognen, osv. Sensoren 504 overfører disse dataene til kontrolleren 900. In another embodiment, if the elevator system 115 has a guide carriage for the top-driven rotation system (not shown), a sensor 504 located on the rail 140 detects when the guide carriage moves between elevation A and/or elevation B. The sensor 504 can be any any type of sensor known in the art, such as a tension flap, a switch activated by the steering carriage, etc. The sensor 504 transmits this data to the controller 900.

I en annen utførelse er en sensor 505 plassert på boreriggen 100. Sensoren 505 består av et kamera som sender data til kontrolleren 900. Kameraet ser lokaliseringen til både verktøyet 350 og heisesystemet 115. Kontrolleren 900 er utstyrt med korresponderende detekteringsprogramvare, som bestemmer lokaliseringen av heisesystemet 115 og/eller verktøyet 350. In another embodiment, a sensor 505 is placed on the drilling rig 100. The sensor 505 consists of a camera that sends data to the controller 900. The camera sees the location of both the tool 350 and the hoist system 115. The controller 900 is equipped with corresponding detection software, which determines the location of the hoist system 115 and/or the tool 350.

Uten hensyn til denne type av sensor, eller om det ikke brukes noen sensor, utfører kontrolleren 900 funksjonen med å hindre heisesystemet 115 i å kollidere med verktøyet 350. Sensorene 500, 503, 504 eller 505 lokaliserer heisesystemet 115, og det brukes minst en fremgangsmåte for lokalisering av heisesystemet 115. I en utførelse, når heisesystemet 115 når elevasjon A, sender kontrolleren 900 et signal ved hjelp av hydraulisk, pneumatisk eller elektrisk overføring til verktøyet 350. Signalet vil overstyre verktøykontrolleren 320 og trekke tilbake verktøyet 350. Videre kan kontrolleren 900 være designet til å sende et signal direkte til et stempel 351 som trekker tilbake verktøyet 350. Denne utførelse krever ikke bruk av en annen sensor 502 på verktøyet 350, fordi uten hensyn til lokaliseringen av verktøyet 350, vil kontrolleren 900 trekke tilbake verktøyet 350. I tillegg, hvis gripeenden 353 er aktivert og den griper et rør, kan kontrolleren 900 program-meres til ikke automatisk å trekke tilbake verktøyet 350 inntil røret holdes sikkert. Regardless of this type of sensor, or if no sensor is used, the controller 900 performs the function of preventing the hoist system 115 from colliding with the tool 350. The sensors 500, 503, 504, or 505 locate the hoist system 115, and at least one method is used for locating the hoist system 115. In one embodiment, when the hoist system 115 reaches elevation A, the controller 900 sends a signal using hydraulic, pneumatic, or electrical transmission to the tool 350. The signal will override the tool controller 320 and retract the tool 350. Furthermore, the controller 900 may be designed to send a signal directly to a piston 351 that retracts the tool 350. This embodiment does not require the use of another sensor 502 on the tool 350, because regardless of the location of the tool 350, the controller 900 will retract the tool 350. In Additionally, if the gripper end 353 is activated and it grips a pipe, the controller 900 can be programmed not to automatically pull ke back the tool 350 until the pipe is held securely.

I enda en annen utførelse, opereres heisesystemets 115 sensor 500, 503, 504 eller 505 sammen med sensoren 502 på verktøyet. Sensorene 500, 503, 504 eller 505 overfører data til kontrolleren 900, som viser lokaliseringen av heisesystemet 115. Hvis sensorene 500, 503, 504 eller 505 angir til kontrolleren 900 at heisesystemet 115 nådde elevasjon B, og sensor 502 angir til kontrolleren 900 at verktøyet 350 er i en usikker posisjon, vil kontrolleren 900 overstyre kontrollen til borevinsjtrommelen 102 og stoppe heisesystemet 115 før det skjer en kollisjon. I denne utførelse kan kontrolleren 900 også heve heisesystemet 115 til en sikker lokalisering, og trekke tilbake verktøyet 350. In yet another embodiment, the hoist system 115 sensor 500, 503, 504 or 505 is operated together with the sensor 502 on the tool. Sensors 500, 503, 504, or 505 transmit data to controller 900 indicating the location of hoist system 115. If sensors 500, 503, 504, or 505 indicate to controller 900 that hoist system 115 has reached elevation B, and sensor 502 indicates to controller 900 that the tool 350 is in an unsafe position, the controller 900 will override the control of the winch drum 102 and stop the hoist system 115 before a collision occurs. In this embodiment, the controller 900 can also raise the hoist system 115 to a safe location, and retract the tool 350.

I enda en annen utførelse, opereres heisesystemets sensorer 500, 503, 504 eller 505 sammen med sensoren 502 på verktøyet 350. Sensorene 500, 503, 504 eller 505 overfører data til kontrolleren 900, som viser lokaliseringen av heisesystemet 115. Hvis sensoren 500, 503, 504 eller 505 angir til kontrolleren 900 at heisesystemet 115 har nådd elevasjonen A, og sensor 502 angir til kontrolleren 900 at verktøyet 350 er i en usikker posisjon, trekker kontrolleren 900 tilbake verktøyet 350. Hvis verktøyet 350 svikter i å trekke tilbake og heisesystemet 115 når elevasjon B, vil kontrolleren 900 stoppe heisesystemet 115, som beskrevet ovenfor. In yet another embodiment, the elevator system sensors 500, 503, 504, or 505 are operated in conjunction with the sensor 502 on the tool 350. The sensors 500, 503, 504, or 505 transmit data to the controller 900, indicating the location of the elevator system 115. If the sensor 500, 503 , 504 or 505 indicates to the controller 900 that the hoist system 115 has reached elevation A, and sensor 502 indicates to the controller 900 that the tool 350 is in an unsafe position, the controller 900 retracts the tool 350. If the tool 350 fails to retract and the hoist system 115 when elevation B is reached, the controller 900 will stop the elevator system 115, as described above.

I enda en annen utførelse hindrer kontrolleren 900 fremstrekkingen av verktøyet 350 når heisesystemet 115 er i en usikker posisjon. Når kontrolleren 900 detekterer, gjennom bruk av sensorer 500, 503, 504 eller 505, at heisesystemet 115 er under elevasjon A, vil kontrolleren 900 overstyre verktøyets kontroller 320. Kontrolleren 900 hindrer fremstrekking av verktøyet 350 inntil heisesystemet 115 forflyttes over elevasjon A. In yet another embodiment, the controller 900 prevents the extension of the tool 350 when the hoist system 115 is in an unsafe position. When the controller 900 detects, through the use of sensors 500, 503, 504 or 505, that the hoist system 115 is below elevation A, the controller 900 will override the tool's controller 320. The controller 900 prevents the extension of the tool 350 until the hoist system 115 is moved above elevation A.

Sensorene 500, 501, 502, 503, 504 og 505 kan inkorporeres i boreriggen 100 på et hvilket som helst tidspunkt, hvilket gjør det enkelt å plassere systemet på en borerigg 100 som er i drift. Videre kan anti-kollisjonssystemet inkorporeres for å forebygge at flyttbare komponenter kolliderer med ubevegelige komponenter. For ytterligere å kommunisere den usikre posisjon av verktøyet 350 til operatøren 310, kan sensorene 500, 501, 502, 503, 504 og 505 igangsette en alarm (ikke vist), bestående av et hørbart og/eller synlig signal. The sensors 500, 501, 502, 503, 504 and 505 can be incorporated into the drilling rig 100 at any time, making it easy to place the system on an operating drilling rig 100. Furthermore, the anti-collision system can be incorporated to prevent movable components from colliding with immovable components. To further communicate the uncertain position of the tool 350 to the operator 310, the sensors 500, 501, 502, 503, 504 and 505 may initiate an alarm (not shown), consisting of an audible and/or visible signal.

I enda en annen utførelse, istedenfor å bruke en sensor til å bestemme posisjonen til heisesystemet 115 og/eller verktøyet 350, kan kontrolleren 900 spore eller beregne posisjonen uten en sensor. For eksempel kan posisjonen til komponentene bestemmes ved å holde rede på forventet lineær bevegelse fra et kjent start/stopp-punkt når kontrolleren 900 manøvrerer heisesystemet 115 og/eller verktøyet 350. Kontrolleren 900 kjenner således lokaliseringene til komponentene på ethvert tidspunkt under operasjon. Kontrolleren 900 er programmert slik at komponentene av boreriggen 100, så som heisesystemet 115, verktøyet 350 og de andre verktøyene 103, ikke vil kollidere med hverandre. Videre kan anti-kollisjonssystemet virke på samme måte som de utførelser som er beskrevet ovenfor, men kontrolleren 900 behøver ikke sensorer. In yet another embodiment, instead of using a sensor to determine the position of the hoist system 115 and/or the tool 350, the controller 900 may track or calculate the position without a sensor. For example, the position of the components can be determined by keeping track of expected linear movement from a known start/stop point when the controller 900 maneuvers the hoist system 115 and/or the tool 350. The controller 900 thus knows the locations of the components at any time during operation. The controller 900 is programmed so that the components of the drilling rig 100, such as the hoist system 115, the tool 350 and the other tools 103, will not collide with each other. Furthermore, the anti-collision system may work in the same way as the embodiments described above, but the controller 900 does not need sensors.

Figur 3 er et flytskjema som illustrerer en typisk operasjon av en sammensetting av en streng eller et foringsrør med anti-kollisjonssystemet på plass. Ved et første trinn 600, holder den lukkede edderkopp 400 rørstrengen 210, og den hindres derved i å bevege seg i en retning nedover. Ved trinn 610, griper heisesystemet 115 røret 130 fra en stabel av rør. Ved trinn 620, forflytter heisesystemet 115 røret 130 til en posisjon over rørstrengen 210. Ved trinn 630, strekkes verktøyet 350 frem for å gripe røret 130, og deretter innretter det røret 130 med rørstrengen 210. Ved trinn 620 forbindes røret 130 til rørstrengen 210 ved hjelp av en hvilken som helst kjent fremgangsmåte, så som med gjenger eller ved å sveise rørene 130 og 210 sammen. Ved trinn 650, trekker operatøren 310 Figure 3 is a flow chart illustrating a typical operation of a string or casing assembly with the anti-collision system in place. At a first step 600, the closed spider 400 holds the pipe string 210, thereby preventing it from moving in a downward direction. At step 610, the hoist system 115 grabs the pipe 130 from a stack of pipes. At step 620, the hoist system 115 moves the pipe 130 to a position above the pipe string 210. At step 630, the tool 350 is extended to grip the pipe 130, and then it aligns the pipe 130 with the pipe string 210. At step 620, the pipe 130 is connected to the pipe string 210 by using any known method, such as by threading or by welding the pipes 130 and 210 together. At step 650, the operator pulls 310

verktøyet 350 tilbake til en sikker posisjon. Ved trinn 660, frigjør edderkoppen 400 rørstrengen 210, og vekten av strengen bæres da av heisesystemet 115. Ved trinn 670 senker heisesystemet 115 rørstrengen 210 inn i brønnboringen 180 inntil kun et lite parti av rørstrengen 210 strekker seg over edderkoppen 400. Ved trinn 680 griper edderkoppen 400 på ny rørstrengen 210. Ved trinn 690 frigjør heisesystemet 115 rørstrengen 210 og stiger opp til toppen av boreriggen 100. Ved trinn 695, hvis brønnen er komplett, er fremgangsmåten ferdig, hvis det imidlertid er nødvendig å sette sammen flere rør 130, starter prosessen igjen ved trinn 600. tool 350 back to a safe position. At step 660, the spider 400 releases the tubing string 210, and the weight of the string is then carried by the hoist system 115. At step 670, the hoist system 115 lowers the tubing string 210 into the wellbore 180 until only a small portion of the tubing string 210 extends over the spider 400. At step 680, the the spider 400 on the new pipe string 210. At step 690, the hoist system 115 releases the pipe string 210 and ascends to the top of the drilling rig 100. At step 695, if the well is complete, the method is finished, if, however, it is necessary to assemble more pipes 130, start the process again at step 600.

Trinn 700 følger trinn 640 som en alternativ fremgangsmåte basert på operatørenes 310 handling. Ved trinn 700 frigjør edderkoppen 400 rørstrengen 210. Ved trinn 705, trekker operatøren 310 verktøyet 350 tilbake til en sikker posisjon. Etter trinn 705 er flytskjemaets neste trinn, trinn 670 som er beskrevet ovenfor. Det alternative valg etter trinn 700 er trinn 710. Ved trinn 710 senker operatøren 310 heisesystemet 115 og rørstrengen 210 uten å trekke tilbake verktøyet 350. Ved trinn 715 når heisesystemet 115 elevasjon A, som detektert av sensor 500, 503 eller 504 og overført til kontroller 900. Et alternativ etter trinn 715 er trinn 720, hvor i kontrolleren 900 automatisk trekker verktøyet 350 tilbake, som beskrevet ovenfor. Etter trinn 720, med verktøyet 350 trukket tilbake, er det neste trinn tilbake til trinn 670, senking av heisesystemet 115. En alternativ rute etter trinn 715 er trinn 725, hvor sensoren 502 detekterer at verktøyet 350 er i en usikker posisjon og overfører disse dataene til kontrolleren 900. I det neste trinn 730 trekker kontrolleren 900 tilbake verktøyet 350. Etter trinn 730, med verktøyet 350 tilbaketrukket, er det neste trinn tilbake til trinn 670, senking av heisesystemet 115. I enda et annet alternativ etter trinn 715, i trinn 735 når heisesystemet 115 elevasjon B, som detektert av sensor 500, 503 eller 504, og overført til kontroller 900. Ved trinn 740 stopper kontrolleren 900 heisesystemet 115 i å bevege seg nedover. Ved trinn 745 hever kontrolleren 900 eller operatøren heisesystemet 115 til elevasjon A. Ved trinn 750 trekker kontrolleren 900 eller operatøren verktøyet 350 tilbake. Etter trinn 750, med verktøyet 350 tilbaketrukket, er det neste trinn tilbake til trinn 670, senking av heisesystemet 115. De ovenfor beskrevne trinn kan anvendes ved kjøring av en hvilken som helst borestreng i en boreoperasjon, ved kjøring av foringsrør for å forsterke brønnboringen, eller for sammensetting av strenger for å plassere brønnboringskomponenter i brønnboringen. Trinnene kan også reverseres for å ta rørstrengen fra hverandre. Step 700 follows step 640 as an alternative method based on the operator's 310 action. At step 700, the spider 400 releases the pipe string 210. At step 705, the operator 310 retracts the tool 350 to a safe position. After step 705, the flow chart's next step is step 670 which is described above. The alternative choice after step 700 is step 710. At step 710, operator 310 lowers hoist system 115 and pipe string 210 without retracting tool 350. At step 715, hoist system 115 reaches elevation A, as detected by sensor 500, 503, or 504 and transmitted to controller 900. An alternative after step 715 is step 720, where the controller 900 automatically retracts the tool 350, as described above. After step 720, with the tool 350 retracted, the next step is back to step 670, lowering the hoist system 115. An alternative route after step 715 is step 725, where the sensor 502 detects that the tool 350 is in an unsafe position and transmits this data to the controller 900. In the next step 730, the controller 900 retracts the tool 350. After step 730, with the tool 350 retracted, the next step is back to step 670, lowering the hoist system 115. In yet another alternative after step 715, in step 735, the elevator system 115 reaches elevation B, as detected by sensor 500, 503, or 504, and transmitted to controller 900. At step 740, controller 900 stops elevator system 115 from moving downward. At step 745, the controller 900 or the operator raises the hoist system 115 to elevation A. At step 750, the controller 900 or the operator retracts the tool 350. After step 750, with the tool 350 retracted, the next step is back to step 670, lowering the hoist system 115. The steps described above can be used when running any drill string in a drilling operation, when running casing to augment the wellbore, or for assembling strings to place wellbore components in the wellbore. The steps can also be reversed to take the pipe string apart.

Selv om det foregående er rettet mot utførelser av den foreliggende oppfinnelse, kan andre og ytterligere utførelser av oppfinnelsen tenkes ut uten å avvike fra dens grunnleggende omfang, og dens omfang er bestemt av de følgende krav. Although the foregoing is directed to embodiments of the present invention, other and further embodiments of the invention may be devised without departing from its basic scope, and its scope is determined by the following claims.

Claims

PATENT CLAIMS

1. Device for preventing well component collisions on a rig (100), comprising:

a triangulation positioning system having a first tracking tag (550), a second tracking tag (552), and a third tracking tag (553), wherein each tracking tag is coupled to the rig;

a first component (115) which is movable along a first predetermined path;

another component (350) movable along another predetermined path, where the first and second predetermined paths intersect each other in at least one location; and

a first sensing means (503) for monitoring the location of the first component relative to the second component, wherein the first sensing means is a position sensor that can be connected to the first component and can be tracked by each of the tracking tags;

c h a r a c t e r i s e r t h a t the device further includes

another sensing means (502) for monitoring the location of the second component relative to the first component, wherein the second sensing means is a position sensor that can be connected to the second component and can be tracked by each of the tracking tags; and

a controller (900) operable to receive data from the first sensing means and send data for controlling functions of the first component and the second component, wherein the controller is configured to:

withdraw the other component when the first component reaches a first elevation (A), while the first component continues to move; and stop the first component when the first component reaches another elevation (B), if the other component is not pulled back, where the other elevation is closer to the other component than the first elevation.

2. Device as stated in claim 1, wherein the first path comprises a mainly vertical path towards and away from a rigging deck (300).

3. Device as stated in claim 1 or 2, wherein the second path comprises a mainly horizontal path towards and away from the center of the well.

4. Device as stated in claim 1, 2 or 3, in which the first component lowers a pipe (130) towards the surface of the wellbore (170), and that the second component aligns the pipe over the surface of the wellbore in a horizontal plane.

5. Device as stated in one of the preceding claims, wherein the device includes the other sensing means for monitoring the location of the other component.

6. Device as stated in claim 5, in which the other sensing means is a linear potentiometer (502) which can be connected to the other component.

7. Device as stated in claim 5, in which the other sensing means is a position sensor (502) which can be connected to the other component, incorporated in the triangulation positioning system.

8. Device as specified in claim 5, in which the sensing means is a stretch flap (504) that can be connected to a rail system for controlling a top-driven rotary ion system.

9. Device as stated in claim 5, wherein the second sensing means is a wheel counter (500) that can be connected to a cable from a drill winch that operates the first component.

10. Device as specified in one of the preceding claims, in which the controller is capable of receiving data from the sensing device and sending data for controlling functions of the first component and the second component.

11. Device as stated in claim 10 when associated with one of claims 5 to 9, in which the controller is capable of receiving data from the other sensing body.

12. Device as set forth in one of the preceding claims, wherein the triangulation system comprises multiple tracking tags, each tracking tag being positioned at separate locations near the position sensor that can be associated with the first component, wherein the position sensor and the tracking tags are operable to triangulate the location of the first component along the first predetermined path.

13. Device as stated in claim 12, wherein the position sensor which can be connected to the first component and the tracking tag triangulates the location of the first component in relation to the second component.

14. Device as stated in claim 12 or 13, which further comprises another sensor arranged on the other component, wherein the other sensor and the tracking tag triangulate the location of the other component.

15. Device as set forth in claim 12, 13 or 14, wherein the tracking tag sends the location of the first sensor to the controller.

16. Device as set forth in one of claims 12 to 15, wherein the position sensor which can be connected to the first component sends the location of the tracking tag to the controller.

17. Device as stated in one of claims 12 to 16, in which the tracking tags are at a distance from each other both horizontally and vertically.

18. Device as set forth in one of the preceding claims, wherein the triangulation positioning system is capable of wirelessly locating the position sensor that can be attached to the first component and triangulates the location of the first component along the first predetermined path.

19. Device as set forth in one of the preceding claims, wherein the triangulation positioning system includes a GPS satellite.

20. Device as set forth in one of the preceding claims, wherein the triangulation positioning system includes a Wi-Fi network.

21. Device as stated in one of the preceding claims, which further comprises a third sensing means (504) coupled to a rail on the rig, in which the third sensing means detects whether the first component has reached the first elevation or the second elevation.

22. Method for preventing a collision between a first component (115) and another component (350) on a rig (100) at a well, comprising:

moving the first component substantially along a first path, wherein a first sensor (503) is coupled to the first component;

moving the second component substantially along another path, where the first and second paths intersect in at least one location, wherein another sensor (502) is coupled to the second component;

triangulating the location of the first component using a first tracking tag (550), a second tracking tag (552), and a third tracking tag (553), wherein each tracking tag is coupled to the rig;

characterized in that the method further comprises: triangulating the location of the second component using the first tracking tag, the second tracking tag, and the third tracking tag; sending the thangular location of the first component and the second component to a controller (900);

trekking back of the second component when the first component reaches a first elevation; and

stopping the first component if the second component is not retracted when the first component reaches another elevation, thereby preventing a collision between the first component and the second component.

23. Method as stated in claim 22, in which the first component is for raising and lowering a pipe over a well center, and the second component is for aligning the pipe over a well center.

24. Method as stated in claim 22 or 23, which further comprises the contractor moving the second component to a safe location when the first component reaches an elevation A.

25. Method as set forth in claim 22, 23 or 24, further comprising triangulating the location of the other component.

26. Method as set forth in claim 25, further comprising sending the location of the other component to the contractor.

27. Method as set forth in claim 26, which further comprises sending the uncertain location of the second component to the contractor, and moving the second component to a secure location when the first component reaches an elevation A.

28. Method as stated in claim 26 or 27, which further comprises stopping the first component when it reaches an elevation B if the second component is in an uncertain location.

29. Method as stated in one of claims 22 to 28, which further comprises controlling functions for the first and second components with the contractor.

30. Method as stated in one of claims 22 to 29, which further comprises that the contractor prevents a collision between the first component and the second component.

31. Method as set forth in one of claims 22 to 30, which further comprises using the information sent to the contractor to move the first component to a predetermined location while avoiding a collision between the components.

32. Method as stated in one of claims 22 to 31, in which triangulation of the location of the first component and sending of the location of the first component to the controller is performed wirelessly.