RU2013158132A - DRILLING WITH OPTIMIZATION OF PRESSURE OF CONTINUOUS DRILLING COLUMN PUMP AND COMPRESSOR PIPES - Google Patents

DRILLING WITH OPTIMIZATION OF PRESSURE OF CONTINUOUS DRILLING COLUMN PUMP AND COMPRESSOR PIPES Download PDF

Info

Publication number
RU2013158132A
RU2013158132A RU2013158132/03A RU2013158132A RU2013158132A RU 2013158132 A RU2013158132 A RU 2013158132A RU 2013158132/03 A RU2013158132/03 A RU 2013158132/03A RU 2013158132 A RU2013158132 A RU 2013158132A RU 2013158132 A RU2013158132 A RU 2013158132A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
parameter
wellbore
drill string
measurement
pressure
Prior art date
Application number
RU2013158132/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2565299C2 (en
Inventor
Джон Л. Мл. МАЙДА
Нил Дж. СКИННЕР
Original Assignee
Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
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 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. filed Critical Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Publication of RU2013158132A publication Critical patent/RU2013158132A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2565299C2 publication Critical patent/RU2565299C2/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
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/02—Surface sealing or packing
    • E21B33/08—Wipers; Oil savers
    • E21B33/085—Rotatable packing means, e.g. rotating blow-out preventers
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
    • E21B47/135—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency using light waves, e.g. infrared or ultraviolet waves
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/42—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators in one well and receivers elsewhere or vice versa

Abstract

1. Способ бурения ствола скважины, включающий в себя этапы, на которых:бурят ствол скважины посредством непрерывной бурильной колонны насосно-компрессорных труб; иизмеряют по меньшей мере один параметр посредством оптического волновода в бурильной колонне, причем измерение включает в себя этап, на котором определяют оптическое обратное рассеяние вдоль оптического волновода.2. Способ по п. 1, в котором бурильная колонна является непрерывной по меньшей мере от положения на поверхности до компоновки низа бурильной колонны.3. Способ по п. 1, в котором измерение по меньшей мере одного параметра включает в себя этап, на котором измеряют параметр как распределенный вдоль бурильной колонны.4. Способ по п. 1, в котором измерение по меньшей мере одного параметра включает в себя этап, на котором осуществляют распределенное акустическое измерение.5. Способ по п. 1, в котором измерение по меньшей мере одного параметра включает в себя этап, на котором осуществляют распределенное измерение температуры.6. Способ по п. 1, в котором измерение по меньшей мере одного параметра включает в себя этап, на котором осуществляют распределенное измерение вибрации.7. Способ по п. 1, в котором измерение по меньшей мере одного параметра включает в себя этап, на котором осуществляют распределенное измерение напряжения.8. Способ по п. 1, в котором по меньшей мере один параметр выбирают из группы, включающей: давление, температуру, ион химреагента, ионизирующее излучение, рН, магнитное поле и гамма-излучение.9. Способ по п. 1, дополнительно включающий в себя этап, на котором регулируют штуцер, тем самым вызывая приток флюида в ствол скважины, при этом измер�1. A method of drilling a wellbore, comprising the steps of: drilling a wellbore by means of a continuous drill string of tubing; at least one parameter is measured by means of an optical waveguide in the drill string, the measurement including the step of determining optical backscattering along the optical waveguide. 2. A method according to claim 1, wherein the drill string is continuous at least from a surface position to the layout of the bottom of the drill string. A method according to claim 1, wherein measuring at least one parameter includes the step of measuring the parameter as distributed along the drill string. The method according to claim 1, wherein the measurement of at least one parameter includes the step of performing a distributed acoustic measurement. A method according to claim 1, wherein the measurement of at least one parameter includes the step of performing a distributed temperature measurement. The method of claim 1, wherein the measurement of the at least one parameter includes the step of performing a distributed vibration measurement. A method according to claim 1, wherein the measurement of at least one parameter includes the step of performing a distributed voltage measurement. A method according to claim 1, wherein at least one parameter is selected from the group consisting of: pressure, temperature, chemical ion, ionizing radiation, pH, magnetic field and gamma radiation. The method according to claim 1, further comprising the step of adjusting the fitting, thereby causing fluid to flow into the wellbore, wherein

Claims (30)

1. Способ бурения ствола скважины, включающий в себя этапы, на которых:1. A method of drilling a wellbore, comprising the steps of: бурят ствол скважины посредством непрерывной бурильной колонны насосно-компрессорных труб; иdrilling a wellbore by means of a continuous drill string of tubing; and измеряют по меньшей мере один параметр посредством оптического волновода в бурильной колонне, причем измерение включает в себя этап, на котором определяют оптическое обратное рассеяние вдоль оптического волновода.measuring at least one parameter with an optical waveguide in the drill string, the measurement including the step of determining optical backscattering along the optical waveguide. 2. Способ по п. 1, в котором бурильная колонна является непрерывной по меньшей мере от положения на поверхности до компоновки низа бурильной колонны.2. The method of claim 1, wherein the drill string is continuous from at least a surface position to a bottom assembly of the drill string. 3. Способ по п. 1, в котором измерение по меньшей мере одного параметра включает в себя этап, на котором измеряют параметр как распределенный вдоль бурильной колонны.3. The method according to claim 1, in which the measurement of at least one parameter includes the step of measuring the parameter as distributed along the drill string. 4. Способ по п. 1, в котором измерение по меньшей мере одного параметра включает в себя этап, на котором осуществляют распределенное акустическое измерение.4. The method according to p. 1, in which the measurement of at least one parameter includes the step of performing a distributed acoustic measurement. 5. Способ по п. 1, в котором измерение по меньшей мере одного параметра включает в себя этап, на котором осуществляют распределенное измерение температуры.5. The method according to p. 1, in which the measurement of at least one parameter includes the step of performing a distributed temperature measurement. 6. Способ по п. 1, в котором измерение по меньшей мере одного параметра включает в себя этап, на котором осуществляют распределенное измерение вибрации.6. The method according to p. 1, in which the measurement of at least one parameter includes the step of performing a distributed vibration measurement. 7. Способ по п. 1, в котором измерение по меньшей мере одного параметра включает в себя этап, на котором осуществляют распределенное измерение напряжения.7. The method according to p. 1, in which the measurement of at least one parameter includes a step in which a distributed voltage measurement. 8. Способ по п. 1, в котором по меньшей мере один параметр выбирают из группы, включающей: давление, температуру, ион химреагента, ионизирующее излучение, рН, магнитное поле и гамма-излучение.8. The method according to p. 1, in which at least one parameter is selected from the group including: pressure, temperature, chemical ion, ionizing radiation, pH, magnetic field and gamma radiation. 9. Способ по п. 1, дополнительно включающий в себя этап, на котором регулируют штуцер, тем самым вызывая приток флюида в ствол скважины, при этом измерение по меньшей мере одного параметра дополнительно включает в себя этап, на котором определяют приток.9. The method of claim 1, further comprising adjusting the nozzle, thereby causing fluid to flow into the wellbore, wherein measuring at least one parameter further includes the step of determining flow. 10. Способ по п. 9, дополнительно включающий в себя этап, на котором измеряют давление в стволе скважины при определении притока, причем давление в стволе скважины коррелировано с поровым давлением в пласте, пройденном стволом скважины.10. The method according to p. 9, further comprising the step of measuring the pressure in the wellbore when determining the inflow, the pressure in the wellbore being correlated with the pore pressure in the formation passed by the wellbore. 11. Способ по п. 9, дополнительно включающий в себя этап, на котором регулируют штуцер в ответ на определение притока.11. The method according to claim 9, further comprising the step of adjusting the fitting in response to determining the inflow. 12. Способ по п. 1, дополнительно включающий в себя этап, на котором регулируют штуцер, тем самым вызывая потерю флюида из ствола скважины, при этом измерение по меньшей мере одного параметра дополнительно включает в себя этап, на котором определяют потерю флюида.12. The method of claim 1, further comprising adjusting the nozzle, thereby causing fluid loss from the wellbore, wherein measuring at least one parameter further includes determining fluid loss. 13. Способ по п. 12, дополнительно включающий в себя этап, на котором измеряют давление в стволе скважины при определении потери флюида, причем давление в стволе скважины коррелировано с давлением гидроразрыва в пласте, пройденном стволом скважины.13. The method according to p. 12, further comprising the step of measuring the pressure in the wellbore when determining fluid loss, wherein the pressure in the wellbore is correlated with the fracture pressure passed by the wellbore. 14. Способ по п. 12, дополнительно включающий в себя этап, на котором регулируют штуцер в ответ на определение потери14. The method according to p. 12, further comprising the step of adjusting the fitting in response to determining the loss флюида.fluid. 15. Способ по п. 1, в котором оптический волновод расположен во внутреннем канале потока бурильной колонны.15. The method according to p. 1, in which the optical waveguide is located in the internal channel of the flow of the drill string. 16. Скважинная система, содержащая:16. A downhole system comprising: непрерывную бурильную колонну насосно-компрессорных труб; иcontinuous drill string of tubing; and оптический волновод в бурильной колонне,optical waveguide in the drill string, при этом оптический волновод измеряет по меньшей мере один параметр вдоль бурильной колонны посредством определения оптического обратного рассеяния вдоль оптического волновода.wherein the optical waveguide measures at least one parameter along the drill string by determining optical backscattering along the optical waveguide. 17. Система по п. 16, в которой бурильная колонна является непрерывной по меньшей мере от положения на поверхности до компоновки низа бурильной колонны.17. The system of claim 16, wherein the drill string is continuous from at least a surface position to the bottom assembly of the drill string. 18. Система по п. 16, в которой оптический волновод измеряет по меньшей мере один параметр как распределенный вдоль бурильной колонны.18. The system of claim 16, wherein the optical waveguide measures at least one parameter as being distributed along the drill string. 19. Система по п. 16, в которой по меньшей мере один параметр представляет собой распределенные акустические волны.19. The system of claim 16, wherein the at least one parameter is distributed acoustic waves. 20. Система по п. 16, в которой по меньшей мере один параметр представляет собой распределенную температуру.20. The system of claim 16, wherein the at least one parameter is a distributed temperature. 21. Система по п. 16, в которой по меньшей мере один параметр представляет собой распределенную вибрацию.21. The system of claim 16, wherein the at least one parameter is distributed vibration. 22. Система по п. 16, в которой по меньшей мере один параметр представляет собой распределенное напряжение.22. The system of claim 16, wherein the at least one parameter is a distributed voltage. 23. Система по п. 16, в которой по меньшей мере один параметр выбран из группы, включающей: давление, температуру, ион химреагента, ионизирующее излучение, рН, магнитное поле и гамма-излучение.23. The system of claim 16, wherein at least one parameter is selected from the group consisting of: pressure, temperature, chemical ion, ionizing radiation, pH, magnetic field, and gamma radiation. 24. Система по п. 16, дополнительно содержащая штуцер, регулирование которого вызывает приток флюида в ствол скважины, при этом по меньшей мере один параметр представляет собой индикацию притока.24. The system of claim 16, further comprising a fitting, the regulation of which causes fluid to flow into the wellbore, wherein at least one parameter is an indication of flow. 25. Система по п. 24, в которой давление в стволе скважины при индикации притока коррелировано с поровым давлением в пласте, пройденном стволом скважины.25. The system according to p. 24, in which the pressure in the wellbore when indicating the inflow is correlated with the pore pressure in the reservoir passed by the wellbore. 26. Система по п. 24, в которой штуцер регулируется в ответ на индикацию притока.26. The system according to p. 24, in which the fitting is regulated in response to an indication of inflow. 27. Система по п. 16, дополнительно содержащая штуцер, регулирование которого вызывает потерю флюида из ствола скважины, при этом меньшей мере один параметр представляет собой индикацию потери флюида.27. The system of claim 16, further comprising a fitting, the control of which causes fluid loss from the wellbore, wherein at least one parameter is an indication of fluid loss. 28. Система по п. 27, в которой давление в стволе скважины при индикации потери флюида коррелировано с давлением гидроразрыва в пласте, пройденном стволом скважины.28. The system of claim 27, wherein the pressure in the wellbore when indicating fluid loss is correlated with the fracture pressure in the formation passed by the wellbore. 29. Система по п. 27, в которой штуцер регулируется в ответ на индикацию потери флюида.29. The system of claim 27, wherein the fitting is adjusted in response to an indication of fluid loss. 30. Система по п. 16, в которой оптический волновод расположен во внутреннем канале потока бурильной колонны. 30. The system of claim 16, wherein the optical waveguide is located in the inner channel of the drill string.
RU2013158132/03A 2011-06-02 2011-06-02 Drilling with pressure optimisation by continuous drilling string of lifting pipes RU2565299C2 (en)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2011/038838 WO2012166137A1 (en) 2011-06-02 2011-06-02 Optimized pressure drilling with continuous tubing drill string

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2013158132A true RU2013158132A (en) 2015-07-20
RU2565299C2 RU2565299C2 (en) 2015-10-20

Family

ID=47259675

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013158132/03A RU2565299C2 (en) 2011-06-02 2011-06-02 Drilling with pressure optimisation by continuous drilling string of lifting pipes

Country Status (8)

Country Link
EP (1) EP2715035A4 (en)
CN (1) CN103635655B (en)
AU (1) AU2011369403B2 (en)
BR (1) BR112013030718A2 (en)
CA (1) CA2837859C (en)
MY (1) MY164665A (en)
RU (1) RU2565299C2 (en)
WO (1) WO2012166137A1 (en)

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
BR112014000553B8 (en) * 2011-07-12 2021-02-17 Halliburton Energy Services Inc method of testing a soil formation
US8783381B2 (en) 2011-07-12 2014-07-22 Halliburton Energy Services, Inc. Formation testing in managed pressure drilling
WO2015094180A1 (en) * 2013-12-17 2015-06-25 Halliburton Energy Services Inc. Distributed acoustic sensing for passive ranging
GB2526255B (en) 2014-04-15 2021-04-14 Managed Pressure Operations Drilling system and method of operating a drilling system
CA2978549A1 (en) 2015-06-15 2016-12-22 Halliburton Energy Services, Inc. Application of depth derivative of distributed temperature survey (dts) to identify fluid level as a tool of down hole pressure control
US10538986B2 (en) * 2017-01-16 2020-01-21 Ensco International Incorporated Subsea pressure reduction manifold
RU2640844C1 (en) * 2017-03-23 2018-01-12 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт Земной коры Сибирского отделения Российской академии наук Method for running casing string in horizontal long-distance wellbore
RU2649204C1 (en) * 2017-04-13 2018-03-30 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") Method for drilling-in at controlled drawdown
CN109375266B (en) * 2018-12-18 2024-02-02 清华大学 Underground water seal cave depot safety monitoring system adopting inclined long distributed optical fibers

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3905010A (en) * 1973-10-16 1975-09-09 Basic Sciences Inc Well bottom hole status system
RU2199006C2 (en) * 2001-03-30 2003-02-20 Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" Device for drilling of inclined and horizontal wells
GB2409719B (en) * 2002-08-15 2006-03-29 Schlumberger Holdings Use of distributed temperature sensors during wellbore treatments
US6814142B2 (en) * 2002-10-04 2004-11-09 Halliburton Energy Services, Inc. Well control using pressure while drilling measurements
US7219729B2 (en) * 2002-11-05 2007-05-22 Weatherford/Lamb, Inc. Permanent downhole deployment of optical sensors
US6997256B2 (en) * 2002-12-17 2006-02-14 Sensor Highway Limited Use of fiber optics in deviated flows
CN2727395Y (en) * 2004-05-28 2005-09-21 徐凌堂 High temperature high pressure optical waveguide well logging system
US7617873B2 (en) * 2004-05-28 2009-11-17 Schlumberger Technology Corporation System and methods using fiber optics in coiled tubing
US7397976B2 (en) 2005-01-25 2008-07-08 Vetco Gray Controls Limited Fiber optic sensor and sensing system for hydrocarbon flow
AU2006318645B2 (en) * 2005-11-21 2010-05-27 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for monitoring fluid properties
US7597142B2 (en) * 2006-12-18 2009-10-06 Schlumberger Technology Corporation System and method for sensing a parameter in a wellbore
CN101975057A (en) * 2010-10-28 2011-02-16 华东理工大学 Real-time control drilling and production system for deep and ultra-deep wells

Also Published As

Publication number Publication date
BR112013030718A2 (en) 2016-12-06
EP2715035A1 (en) 2014-04-09
RU2565299C2 (en) 2015-10-20
EP2715035A4 (en) 2014-11-26
CA2837859C (en) 2016-05-24
CN103635655A (en) 2014-03-12
CA2837859A1 (en) 2012-12-06
AU2011369403A1 (en) 2013-11-14
MY164665A (en) 2018-01-30
WO2012166137A1 (en) 2012-12-06
AU2011369403B2 (en) 2014-03-13
CN103635655B (en) 2016-03-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2013158132A (en) DRILLING WITH OPTIMIZATION OF PRESSURE OF CONTINUOUS DRILLING COLUMN PUMP AND COMPRESSOR PIPES
WO2018035400A4 (en) Method for determining characteristics of a network of hydraulic fractures
EA201201247A1 (en) SYSTEM AND METHOD FOR SAFE OPERATIONS OF WELL MANAGEMENT
GB2488724A (en) Wireline-adjustable downhole flow control devices and methods for using same
RU2013148471A (en) AUTOMATIC PRESSURE CONTROL IN A HEADER LINE FOR DRILLING
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
MX338446B (en) Managed pressure drilling withrig heave compensation.
EA200970095A1 (en) METHODS AND SYSTEMS FOR DETERMINING THE PENETRATION OF A FLOW MEDIUM INTO THE COLLECTOR ZONES
GB2505332A (en) Method for characterizing subsurface formations using fluid pressure response during drilling operations
BRPI0900337A2 (en) method for detecting orientation of a structure in an underground wellbore and system for indicating orientation of a structure in an underground wellbore
MX2010007520A (en) Zonal testing with the use of coiled tubing.
EA200970895A1 (en) DEVICE, SYSTEM AND METHOD FOR DETERMINING THE VERTICAL ACCOMMODATION OF THE PRESSURE MEDIUM
MX2011005780A (en) Method for determining formation integrity and optimum drilling parameters during drilling.
BR112014013215A2 (en) use of downhole pressure measurements during drilling for detection and mitigation of inlet flows
MX369151B (en) Methods and apparatus for determining downhole parameters.
EA201492042A1 (en) FLOW MANAGEMENT SYSTEM
CN102418509B (en) Indoor test system and method for managed pressure drilling technology
BR112012016256A2 (en) method for determining an inflow profile and parameters of an area around the well in a multi-zone well
RU2020118299A (en) WELL-INSIDE SYSTEM
WO2010129677A3 (en) Apparatus and method for predicting properties of earth formations
EA201590465A1 (en) METHOD AND DEVICE FOR GETTING WELL DATA IN REAL TIME
EA201792646A1 (en) METHOD OF DAMPING AND LIQUIDATION OF THE WELL
SA517381832B1 (en) Downhole tool having adjustable and degradable rods
EA201591868A1 (en) METHOD AND DEVICE FOR OPERATIONS OF DEADLINE AND LIQUIDATION OF UNDERWATER WELL
CY1124343T1 (en) METHOD OF BUILDING A WELL FOR EXPLOITATION OF A SUB-SEA OR OCEAN-BOTTOM RESERVOIR

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20170603