RU2553751C2 - Автоматическое управление давлением в напорной линии при бурении - Google Patents

Автоматическое управление давлением в напорной линии при бурении Download PDF

Info

Publication number
RU2553751C2
RU2553751C2 RU2013148471/03A RU2013148471A RU2553751C2 RU 2553751 C2 RU2553751 C2 RU 2553751C2 RU 2013148471/03 A RU2013148471/03 A RU 2013148471/03A RU 2013148471 A RU2013148471 A RU 2013148471A RU 2553751 C2 RU2553751 C2 RU 2553751C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pressure
pressure value
specified
annular space
value
Prior art date
Application number
RU2013148471/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2013148471A (ru
Inventor
Кьетил Арне КНУДСЕН
Фредрик ВАРПЕ
Original Assignee
Халлибертон Энерджи Сервисез, 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 Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. filed Critical Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк.
Publication of RU2013148471A publication Critical patent/RU2013148471A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2553751C2 publication Critical patent/RU2553751C2/ru

Links

Images

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
    • E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
    • E21B33/035—Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations
    • E21B33/0355—Control systems, e.g. hydraulic, pneumatic, electric, acoustic, for submerged well heads
    • 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

Abstract

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к оборудованию и действиям, связанным с буровой скважиной. Способ включает сравнение измеренного значения давления в напорной линии с требуемым значением давления в напорной линии и автоматическое управление дросселем в зависимости от результатов этого сравнения, в результате чего уменьшается значение разности между указанным измеренным значением давления в напорной линии и указанным требуемым значением давления в напорной линии. Система управления давлением в напорной линии содержит контроллер, выдающий заданное значение давления в кольцевом пространстве на основании сравнения измеренного значения давления в напорной линии с требуемым значением давления, и дроссель, автоматически управляемый в зависимости от указанного заданного значения давления в кольцевом пространстве. Скважинная система содержит напорную линию, соединенную с бурильной колонной, датчик, измеряющий давление в напорной линии, и контроллер, выдающий заданное значении давления в кольцевом пространстве, по меньшей мере частично, на основании значения разности между указанным измеренным значением давления в напорной линии и требуемым значением давления. Повышается эффективность регулирования давления. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 4 ил.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение в целом относится к используемому оборудованию и выполняемым действиям, связанным с подземной скважиной, и, согласно раскрытому ниже варианту осуществления изобретения, в частности к автоматическому управлению давлением в напорной линии при бурении.
Предшествующий уровень техники
При бурении с регулируемым давлением и бурении при пониженном гидростатическом давлении обеспечивается точное управление давлением в скважине, например путем регулирования давления в кольцевом пространстве на поверхности земли или вблизи поверхности земли. Однако в некоторых случаях (например, при управлении скважиной и т.д.) может требоваться регулирование давления в стволе скважины путем регулирования давления в напорной линии, соединенной с бурильной колонной.
Таким образом, понятно, что в области регулирования давления в стволе скважины необходимы улучшения.
Перечень чертежей
На фиг.1 проиллюстрированы пример частичного вида в разрезе скважинной системы и соответствующий способ, которые могут воплощать принципы настоящего изобретения.
На фиг.2 проиллюстрирован пример системы управления технологическим процессом, которая может использоваться с указанной скважинной системой и способом, проиллюстрированными на фиг.1.
На фиг.3 проиллюстрирован пример системы регулирования давления в напорной линии, причем данная система может использоваться с указанной скважинной системой, способом и системой управления технологическим процессом.
На фиг.4 проиллюстрирован пример части системы регулирования давления в напорной линии.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
На фиг.1 схематически проиллюстрированы скважинная система 10 и соответствующий способ, которые могут воплощать принципы настоящего изобретения. В системе 10 осуществляется бурение ствола 12 скважины посредством вращения бурового долота 14, установленного на конце трубчатой бурильной колонны 16.
Буровой раствор 18, известный в качестве промывочного раствора, циркулирует по контуру, перемещаясь вниз по стволу скважины через бурильную колонну 16, с выходом из бурового долота 14 и вверх по стволу скважины через кольцевое пространство 20, образованное между бурильной колонной и стволом 12 скважины, с целью охлаждения бурового долота, смазки бурильной колонны, удаления бурового шлама и измерения давления на забое скважины. Восходящий поток бурового раствора 18 через бурильную колонну 16 (например, при выполнении соединений в бурильной колонне) предотвращается при помощи обратного клапана 21 (обычно захлопывающегося типа).
При бурении с регулируемым давлением и бурении с пониженным гидростатическим давлением, а также при других операциях в скважине важно обеспечить регулирование давления на забое. Предпочтительно, что точное регулирование давления на забое позволяет предотвратить чрезмерную утечку бурового раствора в толщу 64 пород, окружающую ствол 12 скважины, нежелательный разрыв этой толщи, нежелательный приток флюидов толщи пород в ствол скважины и т.п.
При бурении с регулируемым давлением, как правило, требуется поддерживать давление на забое выше перового давления в толще 64 пород, не превышая при этом давления разрыва толщи пород. При бурении с пониженным гидростатическим давлением для контроля притока флюида из толщи 64 пород обычно требуется поддерживать давление на забое, значение которого несколько ниже перового давления.
Для регулирования давления в буровой раствор 18 может быть добавлен азот или другой газ, или иной более легкий флюид. Такой подход особенно эффективен, например, при бурении с пониженным гидростатическим давлением.
В системе 10 дополнительный контроль над давлением на забое достигается путем перекрытия кольцевого пространства 20 (например, путем его изоляции от взаимодействия с атмосферой и нагнетания давления в данное кольцевое пространство на поверхности или вблизи поверхности) при помощи вращающегося противовыбросового превентора (RCD, от англ. rotating control device) 22. Вращающийся противовыбросовый превентор (RCD) 22 обеспечивает уплотнение наружной поверхности бурильной колонны 16 над устьем 24 скважины. Не смотря на то, что на фиг.1 не показано, бурильная колонна 16 может проходить вверх через вращающийся противовыбросовый превентор (RCD) 22 для соединения, например с поворотным столом (не показан), напорной линией 26, ведущей трубой (не показана), верхним приводом и/или прочим стандартным буровым оборудованием.
Буровой раствор 18 выходит из устья 24 скважины через клапан 28 отводящей линии, сообщающийся с кольцевым пространством 20 и расположенный под вращающимся противовыбросовым превентором (RCD) 22. Буровой раствор 18 далее протекает по обратной линии 30 в дросселирующий блок 32, содержащий резервные дроссели 34. Путем регулируемого ограничения потока бурового раствора 18, протекающего через задействованный(ые) дроссель(и) 34, к кольцевому пространству 20 прикладывается противодавление.
Чем сильнее ограничение потока, протекающего через дроссель 34, тем выше противодавление, прикладываемое к кольцевому пространству 20. Таким образом, давление на забое может легко регулироваться путем изменения противодавления, прикладываемого к кольцевому пространству 20. Для определения давления, прикладываемого к кольцевому пространству 20 на поверхности или вблизи поверхности и требуемого для создания требуемого значения давления на забое, может использоваться гидравлическая модель, как описано более подробно ниже, так, что оператор (или система автоматического управления) может быстро определить каким образом надо регулировать давление, прикладываемое к кольцевому пространству на поверхности или вблизи поверхности (которое можно легко измерить), для получения требуемого значения давления на забое.
Кроме того, может требоваться регулирование давления в других точках вдоль ствола 12 скважины. Например, в соответствии с принципами настоящего изобретения может регулироваться давление на башмаке обсадной трубы, на начальном участке боковой скважины, на в основном вертикальных и горизонтальных участках ствола 12 скважины или в любой другой точке.
Давление, прикладываемое к кольцевому пространству 20, может измеряться на поверхности или вблизи поверхности при помощи датчиков 36, 38, 40 давления, каждый из которых находится в сообщении с указанным кольцевым пространством. Датчик 36 давления измеряет давление в точке, расположенной ниже вращающегося противовыбросового превентора (RCD) 22, но выше блока 42 противовыбросовых превенторов (60Р, от англ. blowout preventer). Датчик 38 давления измеряет давление на устье скважины ниже блока 42 противовыбросовых превенторов (ВОР). Датчик 40 давления измеряет давление в обратной линии 30 выше по потоку дросселирующего блока 32.
Датчик 44 давления измеряет давление в напорной линии 26. Датчик 46 давления измеряет давление ниже по потоку дросселирующего блока 32, но выше по потоку сепаратора 48, вибросита 50 и резервуара 52 для промывочного раствора. К дополнительным датчикам относятся датчики 54, 56 температуры, кориолисов расходомер 58 и расходомеры 62, 66.
Не все из этих датчиков обязательны для использования. Например, система 10 может содержать только один из расходомеров 62, 66. Однако входной сигнал от датчиков используется в гидравлической модели для определения, каким должно быть давление, прикладываемое к кольцевому пространству 20 в процессе бурения.
Кроме того, бурильная колонна 16 может иметь собственные датчики 60, предназначенные, например, для прямого измерения значения давления на забое. Такие датчики 60 могут быть известны специалистам в качестве средств измерения давления в процессе бурения ИДБ (PWD, от англ. pressure while drilling), средств инклинометрии в процессе бурения СИБ (MWD, от англ. measurement while drilling), средств каротажа в процессе бурения (LWD, от англ. logging while drilling). Такие измерительные системы бурильной колонны, как правило, обеспечивают, по меньшей мере, измерение давления, а также могут обеспечивать измерение температуры, определение характеристик бурильной колонны (например, вибрации, нагрузки на долото, неравномерность перемещения и т.п.), измерение характеристик толщи пород (например, сопротивления, плотности и т.п.) и/или другие измерения. Для передачи данных от расположенных в скважине датчиков на поверхность могут использоваться различные телеметрические средства (звуковые сигналы, пульсации давления, электромагнитные сигналы, оптические сигналы, проводные сигналы и т.д.). Для передачи данных и/или команд между датчиками 60 и нижеописанной системой 74 управления технологическим процессом (проиллюстрированной на фиг.2) бурильная колонна 16 может быть снабжена проводниками, оптическими волноводами и т.д.
При необходимости в систему 10 могут быть включены дополнительные датчики. Например, для измерения расхода потока бурового раствора 18 на выходе устья 24 скважины может использоваться другой расходомер 67, выше по потоку или ниже по потоку бурового насоса 68 может быть установлен другой кориолисов расходомер (не показан) и т.д.
При необходимости в систему 10 может быть включено меньшее количество датчиков. Например, расход потока на выходе бурового насоса 68 может определяться не при помощи расходомера 62 или других расходомеров, а по количеству ходов его поршня.
Следует отметить, что сепаратор 48 может быть трехфазным или четырехфазным или может представлять собой сепаратор газа и бурового раствора (также называемый дегазатором бурового раствора). Однако использование сепаратора 48 в системе 10 не обязательно.
Буровой раствор 18 прокачивается через напорную линию 26 и подается во внутреннее пространство бурильной колонны 16 при помощи бурового насоса 68. Буровой раствор 18 поступает в буровой насос 68 из резервуара 52 для бурового раствора, затем передается насосом 68 через распределитель напорной линии (не показан) в напорную линию 26. Далее буровой раствор 18 продолжает прокачиваться по контуру, перемещаясь вниз через бурильную колонну 16, вверх через кольцевое пространство 20, по обратной линии 30, через дросселирующий блок 32 и затем через сепаратор 48 и вибросито 50 в резервуар 52 для подготовки к очередному циклу циркуляции.
Следует отметить, что согласно вышеприведенному описанию в системе 10 дроссель 34 не может использоваться для регулирования противодавления, прикладываемого к кольцевому пространству 20, для регулирования давления на забое, если буровой раствор 18 не протекает через этот дроссель. В процессе стандартного бурения с пониженным гидростатическим давлением при соединительных операциях на бурильной колонне 16 (например, при присоединении к бурильной колонне бурильной трубы другой длины с целью углубления ствола 12 скважины) может произойти падение давления в контуре циркуляции бурового раствора, в результате чего регулирование давления на забое будет возможно только путем изменения плотности бурового раствора 18.
Однако в системе 10 расход потока бурового раствора 18, протекающего через дроссель 34, может поддерживаться даже при отсутствии циркуляции этого бурового раствора через бурильную колонну 16 и кольцевое пространство 20. Таким образом, давление также может прикладываться к кольцевому пространству 20 путем ограничения потока бурового раствора 18, протекающего через дроссель 34.
Как показано на фиг.1, в системе 10 для передачи потока бурового раствора в обратную линию 30 выше по потоку дросселирующего блока 32 может использоваться насос 70 противодавления, предназначенный для нагнетания бурового раствора в кольцевое пространство 20 в случае необходимости (например, при выполнении соединений в бурильной колонне 16). На фиг.1 показано, что насос 70 соединен с кольцевым пространством 20 через блок 42 противовыбросовых превенторов, но в других примерах насос 70 может соединяться с обратной линией 30 или с дросселирующим блоком 32.
В ином случае или дополнительно, буровой раствор при необходимости может быть пущен из распределителя напорной линии (или из бурового насоса 68) в обратную линию 30, как описано в международной заявке PCT/US08/87686, как описано в американской заявке 13/022964 или при помощи других методов.
Ограничение такого потока бурового раствора, протекающего через буровой насос 68 и/или насос 70 противодавления, посредством дросселя 34, таким образом, создаст давление, прикладываемое к кольцевому пространству 20. При использовании насоса 70 противодавления для измерения расхода потока текучей среды на выходе данного насоса может применяться расходомер 72.
Дроссель 34 и насос 70 противодавления являются примерами устройств, которые регулируют давление и могут использоваться для регулирования давления в кольцевом пространстве 20 вблизи поверхности. При необходимости могут использоваться другие типы устройств, регулирующих давление (например, устройства, описанные в международной заявке PCT/US08/87686, в американской заявке 13/022964 и др.).
На фиг.2 показан пример блок-схемы одного примера системы 74 управления технологическим процессом. В других примерах система 74 управления технологическим процессом, в соответствии с настоящим изобретением, может содержать элементы в другом количестве, других типов, в других сочетаниях, и любой из этих элементов может располагаться в различных местах или объединяться с другим элементом.
Как показано на фиг.2, система 74 управления технологическим процессом содержит интерфейс 118 сбора данных и управления, гидравлическую модель 120, устройство прогнозирования 122, устройство 124 проверки достоверности данных и контроллер 126. Эти элементы могут быть аналогичны элементам, описанным в международной заявке PCT/US10/56433, поданной 12 ноября 2010 года.
Гидравлическая модель 120 используется для определения требуемого значения давления в кольцевом пространстве 20, тем самым, для создания требуемого значения давления в стволе 12 скважины. При помощи гидравлической модели 120 на основании таких данных, как глубина ствола скважины, частота вращения бурильной колонны, скорость спуска, вид бурового раствора и т.п., моделируются ствол 12 скважины, бурильная колонна 16, поток бурового раствора через бурильную колонну и кольцевое пространство 20 (в том числе эквивалентная плотность циркуляции при таком потоке) и др.
Интерфейс 118 сбора данных и управления получает данные от различных датчиков 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 66, 67, 72, а также данные с буровой установки и данные из скважины и передает всю эту информацию в гидравлическую модель 120 и устройство 124 проверки подлинности данных. Кроме того, интерфейс 118 передает данные о требуемом значении давления в кольцевом пространстве из гидравлической модели 120 в устройство 124 проверки подлинности данных.
В этом примере может использоваться устройство прогнозирования 122 для определения на основании ранее поступившей информации, какие данные от датчиков должны быть получены в текущий момент и каким должно быть требуемое значение давления в кольцевом пространстве. Устройство прогнозирования 122 может содержать нейронную сеть, генетический алгоритм, нечеткую логику и т.д. или любое сочетание элементов прогнозирования для прогнозирования данных, получаемых от датчиков, и требуемого давления в кольцевом пространстве.
Устройство 124 проверки достоверности данных использует эти прогнозируемые данные для определения достоверности конкретных данных от датчиков и требуемого давления в кольцевом пространстве, выдаваемого гидравлической моделью 120, и т.п. Если эти данные достоверны, устройство 124 проверки достоверности данных передает требуемое значение давления в кольцевом пространстве в контроллер 126 (например, программируемый логический контроллер, который может содержать пропорциональный интегрально-дифференциальный (ПИД) регулятор), управляющий работой дросселя 34, насоса 70 и различных устройств 128 для управления потоком текучей среды (например, клапанов и т.п.).
Таким образом, для обеспечения и поддержания требуемого значения давления в кольцевом пространстве 20 дроссель 60, насос 70 и устройства 128 для управления потоком могут управляться автоматически. Фактическое значение давления в кольцевом пространстве 20 обычно измеряется на устье 24 скважины или вблизи устья 24 скважины (например, при помощи датчиков 36, 38, 40), которая может находиться на суше или под водой.
На фиг.3 показан пример схемы системы 80 управления давлением в напорной линии, которая может использоваться со скважинной системой 10 и/или с системой 74 управления технологическим процессом. Безусловно, система 80 управления давлением в напорной линии, в соответствии с принципами настоящего изобретения, может использоваться с другими скважинными системами и другими системами управления технологическим процессом.
В примере, показанном на фиг.3, контроллер 126 может использоваться для управления работой дросселя 34 на основании выбранного одного из трех возможных источников заданного значения давления в кольцевом пространстве. Выбор источника заданного значения давления в кольцевом пространстве осуществляется оператором при помощи человеко-машинного интерфейса 82 ЧМИ (HMI, от англ. human machine interface), например соответствующим образом сконфигурированного компьютера, монитора и т.д. и/или программных средств обнаружения событий. Источник заданного значения давления в кольцевом пространстве может быть выбран средствами ЧМИ (HMI) 82 или может быть выбран автоматически средствами логических схем управления.
Давление в кольцевом пространстве также называется давлением на устье скважины, так как оно обычно измеряется на устье 24 скважины или вблизи устья 24 скважины. Однако в некоторых случаях (например, при подводном бурении и т.п.) давление в кольцевом пространстве 20 невозможно измерить на устье 24 скважины или, по меньшей мере, давление в кольцевом пространстве 20, измеряемое на устье 24 скважины, не может использоваться для регулирования давления в стволе 12 скважины. Например, для регулирования давления в стволе 12 скважины возможно использование давления в кольцевом пространстве 20, измеряемого на поверхности, на плавучей или полупогружной буровой установке и т.д. В этом описании словосочетания «давление на устье скважины» и «давление в кольцевом пространстве» употреблены как синонимы, однако следует четко понимать, что в других примерах давление в кольцевом пространстве может не измеряться на устье скважины или результаты такого измерения давления на устье скважины могут не использоваться для регулирования давления в стволе скважины.
При помощи человеко-машинного интерфейса 82 оператор может выбирать один из вариантов регулирования давления в стволе скважины: по заданному значению 84 давления на устье скважины (WHP, от англ. wellhead pressure), вводимого вручную в человеко-машинный интерфейс; по заданному значению 86 давления на устье скважины, получаемому вышеописанным способом из системы 74 управления технологическим процессом; или по заданному значению 88 давления на устье скважины, выдаваемому контроллером 90.
Контроллер 126 может содержать контроллер с пропорциональным интегрально-дифференциальным ПИД (PID) регулятором и может быть реализован в программируемом логическом контроллере ПЛК (PLC), известном специалисту. Контроллер с пропорциональным интегрально-дифференциальным регулятором обрабатывает значение разности е между выбранным заданным значением 84, 86 или 88 давления на устье скважины и измеренным значением давления на устье скважины (например, получаемым при помощи датчиков 38, 38 или 40).
Контроллер с пропорциональным интегрально-дифференциальным регулятором выявляет необходимость регулирования состояния дросселя 34, насоса 70, прочих устройств 128 управления потоком и т.д. для минимизации значения разности е, или каким образом необходимо осуществлять такое регулирование. Программируемый логический контроллер управляет дросселем 34 и другими элементами на основании выходного сигнала контроллера с пропорциональным интегрально-дифференциальным регулятором. Безусловно, при необходимости могут использоваться другие устройства управления технологическим процессом, отличные от контроллера с пропорциональным интегрально-дифференциальным регулятором и/или программируемого логического контроллера.
Заданное значение 88 давления на устье скважины выбирается оператором, если требуется регулирование давления в стволе скважины на основании давления, измеренного в напорной линии 26 (например, измеренного при помощи датчика 44). К примеру ситуации, в которой это может потребоваться, относится процедура управления скважиной по обеспечению притока флюида в ствол 12 скважины из толщи 64 пород.
Контроллер 90 (который может содержать контроллер с пропорциональным интегрально-дифференциальным регулятором) получает значение разности е между требуемым значением 92 давления в напорной линии (SPP, от англ. standpipe pressure), которое может быть введено вручную через человеко-машинный интерфейс 82, и измеренным значением 94 давления в напорной линии (например, измеренное при помощи датчика 44). Контроллер 90 выявляет необходимость регулирования давления на устье для минимизации значения разности е, или каким образом необходимо осуществлять такое регулирование, и выдает соответствующее требуемое заданное значение 88 давления на устье скважины, которое может быть выбрано посредством человеко-машинного интерфейса 82.
Предпочтительно, что контроллеры 90, 126 работают по принципу каскадного регулирования с внешним контуром (в который входят контроллер 90 и датчик 44) для регулирования давления в напорной линии, и внутренним контуром (в который входят контроллер 126, датчик 40, дроссель 34, насос 70 и прочие устройства 128 управления потоком) для регулирования давления на устье скважины. Еще более предпочтительно, что динамические характеристики внутреннего контура (например, частота, с которой сравниваются измеренное значение 96 давления на устье скважины и выбранное заданное значение 88 давления на устье скважины) по меньшей мере в четыре раза выше динамических характеристик внешнего контура (например, частоты, с которой сравниваются измеренное значение 94 давления в напорной линии и требуемое значение 92 давления в напорной линии).
Контроллер 90 с пропорциональным интегрально-дифференциальным регулятором может производить расчеты на основании следующего уравнения (1):
Figure 00000001
где u - выходное заданное значение 88 давления на устье, k - номер выборки (причем k - текущая выборка, k-1 - ближайшая предыдущая выборка, k-2 - ближайшая выборка до ближайшей предыдущей выборки), Kр - коэффициент усиления регулятора контроллера 90, Ts - интервал выборки, Td - постоянная времени дифференцирования, Тi - постоянная времени интегрирования, и e - значение разности между требуемым значением 92 давления в напорной линии и измеренным значением 94 давления в напорной линии.
На фиг.4 приведен схема части системы 80 управления давлением в напорной линии. На этой схеме показано, что контроллер 90 получает требуемое значение 92 давления в напорной линии из модуля 98 инициализации.
Из модуля 98 в контроллер 90 при запуске передаются исходные значения для некоторых переменных. Предпочтительно, что требуемое значение 92 давления в напорной линии вводится через человеко-машинный интерфейс 82. В ином случае модулем 98 в контроллер 90 может передаваться исходное заданное значение 100 давления на устье скважины. Исходное заданное значение 100 давления на устье скважины может основываться на последнем заданном значении 88 давления на устье, переданном в контроллер 126 контроллером 90.
Через человеко-машинный интерфейс 82 оператор может вводить определенные конфигурационные данные 102, передаваемые в модуль 98 и контроллер 90. Данные 102 могут содержать максимально и минимально допустимые значения для выходных значений контроллера 90, коэффициента усиления регулятора контроллера, постоянных времени интегрирования и дифференцирования и интервала выборки. Предпочтительно, что все эти переменные (за исключением интервала выборки) могут быть изменены оператором в процессе управления давлением.
Для проверки достоверности заданного значения 88 давления на устье скважины, выдаваемого контроллером 90, могут использоваться устройство прогнозирования 122 и устройство 118 проверки достоверности данных. Таким образом, может быть предотвращена передача ошибочного или выходящего за допустимые пределы заданного значения 88 давления на устье скважины на вход контроллера 126.
Регулирование давления в напорной линии фактически осуществляется при выборе заданного значения 88 давления на устье скважины, выдаваемого контроллером 90, для регулирования давления на устье скважины при помощи контроллера 126. Причиной тому является, заданное значение 88 давления на устье скважины регулируемое контроллером 90 с целью минимизации значения разности е между требуемым значением 92 давления в напорной линии и измеренным значением 94 давления в напорной линии. Таким образом, дроссель 34, насос 70 и/или прочие устройства 128 для управления потоком управляются контроллером 126, что позволяет поддерживать давление в напорной линии на заданном уровне.
Специалисту понятно, что настоящее изобретение обеспечивает улучшения известного уровня техники в области управления давлением в скважине. Вышеописанная система 80 управления давлением в напорной линии может использоваться для управления работой системы 74 управления технологическим процессом, посредством чего обеспечивается поддержание требуемого значения 92 давления в напорной линии.
Вышеописанным изобретением предложен способ управления давлением в напорной линии при бурении. Данный способ может включать сравнение измеренного значения 94 давления в напорной линии с требуемым значением 92 давления в напорной линии и автоматическое управление дросселем 34 в зависимости от результатов указанного сравнения, в результате чего уменьшается значение разности е между измеренным значением 94 давления в напорной линии и требуемым значением 92 давления в напорной линии.
В дроссель 34 поступает буровой раствор 18 при прокачивании этого раствора буровым насосом 68 через бурильную колонну 16. Автоматическое управление дросселем 34 может включать выдачу контроллером 90 заданного значения 88 давления в кольцевом пространстве. Контроллер 90 может содержать пропорциональный интегрально-дифференциальный регулятор.
Автоматическое управление дросселем 34 также может включать сравнение измеренного значения 96 давления в кольцевом пространстве с заданным значением 88 давления в кольцевом пространстве и автоматическое управление дросселем 34 для уменьшения значения разности е между измеренным значением 96 давления в кольцевом пространстве и заданным значением 88 давления в кольцевом пространстве. Сравнение измеренного значения 96 давления в кольцевом пространстве с заданным значением 88 давления в кольцевом пространстве может осуществляться с частотой, которая в четыре раза выше частоты, с которой осуществляется сравнение измеренного значения 94 давления в напорной линии с требуемым значением 92 давления в напорной линии.
Выше также раскрыта система 80 управления давлением в напорной линии для использования при бурении. Система 80 может содержать контроллер 90, выдающий заданное значение 88 давления в кольцевом пространстве на основании сравнения измеренного значения 94 давления в напорной линии с требуемым значением 92 давления в напорной линии, и дроссель 34, автоматически управляемый в зависимости от заданного значения 88 давления в кольцевом пространстве.
Предпочтительно, что в результате автоматического управления дросселем 34 уменьшается значение разности е между измеренным значением 94 давления в напорной линии и требуемым значением 92 давления в напорной линии.
Сравнение измеренного значения 96 давления в кольцевом пространстве с заданным значением 88 давления в кольцевом пространстве может осуществляться другим контроллером 126. Предпочтительно, что в результате автоматического управления дросселем 34 уменьшается значение разности е между измеренным значением 96 давления в кольцевом пространстве и заданным значением 88 давления в кольцевом пространстве.
Предпочтительно, что частота сравнения измеренного значения 96 давления в кольцевом пространстве с заданным значением 88 давления на устье скважины в четыре раза выше частоты сравнения измеренного значения 94 давления в напорной линии с требуемым значением 92 давления в напорной линии.
В настоящем изобретении также раскрыта скважинная система 10, которая может содержать напорную линию 26, соединенную с бурильной колонной 16 в стволе 12 скважины, датчик 44, измеряющий давление в напорной линии 26, и контроллер 90, выдающий заданное значение 88 давления в кольцевом пространстве, по меньшей мере частично, на основании значения разности е между измеренным значением 94 давления в напорной линии и требуемым значением 92 давления в напорной линии.
Следует понимать, что различные вышеописанные варианты осуществления настоящего изобретения могут быть применены в различных пространственных ориентациях, в том числе наклонной, перевернутой, горизонтальной, вертикальной и т.д., а также в различных конфигурациях без отклонения от принципов настоящего изобретения. Варианты осуществления изобретения описаны только в качестве примеров практического применения принципов настоящего изобретения, которые не ограничиваются какими-либо конкретными особенностями данных вариантов осуществления изобретения.
Безусловно, на основании тщательного ознакомления с вышеприведенным описанием представленных примеров вариантов осуществления изобретения специалисту в данной области техники будет понятно, что многие модификации, дополнения, замены, исключения и другие изменения могут быть выполнены для указанных конкретных вариантов осуществления изобретения, и такие изменения находятся в соответствии с принципами настоящего изобретения. Соответственно, следует четко понимать, что вышеприведенное подробное описание используется только в качестве примера и иллюстрации, причем суть и объем настоящего изобретения ограниваются исключительно признаками, указанными в формуле изобретения, и эквивалентными им признаками.

Claims (20)

1. Способ управления давлением в напорной линии при бурении, включающий:
сравнение измеренного значения давления в напорной линии с требуемым значением давления в напорной линии; и
автоматическое управление дросселем в зависимости от результатов указанного сравнения, в результате чего уменьшается значение разности между указанным измеренным значением давления в напорной линии и указанным требуемым значением давления в напорной линии.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в указанный дроссель поступает буровой раствор при прокачивании этого раствора буровым насосом через бурильную колонну.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что автоматическое управление указанным дросселем дополнительно включает выдачу контроллером заданного значения давления в кольцевом пространстве.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что автоматическое управление указанным дросселем дополнительно включает сравнение измеренного значения давления в кольцевом пространстве с заданным значением давления в кольцевом пространстве и автоматическое управление указанным дросселем для уменьшения значение разности между указанным измеренным значением давления в кольцевом пространстве и указанным заданным значением давления в кольцевом пространстве.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что сравнение указанного измеренного значения давления в кольцевом пространстве с указанным заданным значением давления в кольцевом пространстве осуществляется с частотой, которая в четыре раза выше частоты, с которой осуществляется сравнение указанного измеренного значения давления в напорной линии с указанным требуемым значением давления в напорной линии.
6. Способ по п.3, отличающийся тем, что указанный контроллер содержит пропорциональный интегрально-дифференциальный регулятор.
7. Система управления давлением в напорной линии для использования при бурении, содержащая:
первый контроллер, выдающий заданное значение давления в кольцевом пространстве на основании сравнения измеренного значения давления в напорной линии с требуемым значением давления в напорной линии; и
дроссель, автоматически управляемый в зависимости от указанного заданного значения давления в кольцевом пространстве.
8. Система по п.7, отличающаяся тем, что в результате автоматического управления указанным дросселем уменьшается значение разности между указанным измеренным значением давления в напорной линии и указанным требуемым значением давления в напорной линии.
9. Система по п.7, отличающаяся тем, что в указанный дроссель поступает буровой раствор при прокачивании этого раствора буровым насосом через бурильную колонну.
10. Система по п.7, отличающаяся тем, что сравнение измеренного значения давления в кольцевом пространстве с указанным заданным значением давления в кольцевом пространстве осуществляется вторым контроллером.
11. Система по п.10, отличающаяся тем, что в результате автоматического управления указанным дросселем уменьшается значение разности между указанным измеренным значением давления в кольцевом пространстве и указанным заданным значением давления в кольцевом пространстве.
12. Система по п.10, отличающаяся тем, что частота сравнения указанного измеренного значения давления в кольцевом пространстве с указанным заданным значением давления в кольцевом пространстве в четыре раза выше частоты сравнения указанного измеренного значения давления в напорной линии с указанным требуемым значением давления в напорной линии.
13. Система по п.7, отличающаяся тем, что указанный первый контроллер содержит пропорциональный интегрально-дифференциальный регулятор.
14. Скважинная система, содержащая:
напорную линию, соединенную с бурильной колонной в стволе скважины;
датчик, измеряющий значение давления в указанной напорной линии; и
первый контроллер, выдающий заданное значение давления в кольцевом пространстве, по меньшей мере частично, на основании значения разности между указанным измеренным значением давления и требуемым значением давления в напорной линии.
15. Скважинная система по п.14, отличающаяся тем, что дополнительно содержит дроссель, автоматически управляемый в зависимости от указанного заданного значения давления в кольцевом пространстве.
16. Скважинная система по п.15, отличающаяся тем, что в результате автоматического управления указанным дросселем уменьшается указанное значение разности между указанным измеренным значением давления и указанным требуемым значением давления в напорной линии.
17. Система по п.14, отличающаяся тем, что сравнение измеренного значения давления в кольцевом пространстве с указанным давления в кольцевом пространстве осуществляется вторым контроллером.
18. Система по п.17, отличающаяся тем, что в результате автоматического управления указанным дросселем уменьшается значение разности между указанным измеренным значением давления в кольцевом пространстве и указанным заданным значением давления в кольцевом пространстве.
19. Система по п.17, отличающаяся тем, что частота сравнения указанного измеренного значения давления в кольцевом пространстве с указанным заданным значением давления в кольцевом пространстве в четыре раза выше частоты сравнения указанного измеренного значения давления в напорной линии с указанным требуемым значением давления в напорной линии.
20. Система по п.14, отличающаяся тем, что указанный первый контроллер содержит пропорциональный интегрально-дифференциальный регулятор.
RU2013148471/03A 2011-04-08 2011-04-08 Автоматическое управление давлением в напорной линии при бурении RU2553751C2 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2011/031767 WO2012138349A1 (en) 2011-04-08 2011-04-08 Automatic standpipe pressure control in drilling

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2013148471A RU2013148471A (ru) 2015-05-20
RU2553751C2 true RU2553751C2 (ru) 2015-06-20

Family

ID=46969484

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013148471/03A RU2553751C2 (ru) 2011-04-08 2011-04-08 Автоматическое управление давлением в напорной линии при бурении

Country Status (10)

Country Link
US (1) US8833488B2 (ru)
EP (1) EP2694772A4 (ru)
CN (1) CN103459755B (ru)
AU (1) AU2011364954B2 (ru)
BR (1) BR112013024718B1 (ru)
CA (1) CA2827935C (ru)
MX (1) MX2013011657A (ru)
MY (1) MY168333A (ru)
RU (1) RU2553751C2 (ru)
WO (1) WO2012138349A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2807455C1 (ru) * 2020-04-13 2023-11-15 Нобл Риг Холдингз Лимитед Способ настройки работы дросселя в системе бурения с регулируемым давлением

Families Citing this family (32)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8887814B2 (en) 2006-11-07 2014-11-18 Halliburton Energy Services, Inc. Offshore universal riser system
US9567843B2 (en) 2009-07-30 2017-02-14 Halliburton Energy Services, Inc. Well drilling methods with event detection
US9249638B2 (en) 2011-04-08 2016-02-02 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore pressure control with optimized pressure drilling
CN102402184B (zh) * 2011-10-28 2013-09-11 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 井筒压力模型预测系统控制方法
US9447647B2 (en) 2011-11-08 2016-09-20 Halliburton Energy Services, Inc. Preemptive setpoint pressure offset for flow diversion in drilling operations
US10927658B2 (en) 2013-03-20 2021-02-23 Schlumberger Technology Corporation Drilling system control for reducing stick-slip by calculating and reducing energy of upgoing rotational waves in a drillstring
CA2929092C (en) * 2013-10-28 2021-10-26 Schlumberger Canada Limited Frequency analysis of drilling signals
US20150152700A1 (en) * 2013-11-21 2015-06-04 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure and flow control in continuous flow drilling operations
GB2526255B (en) * 2014-04-15 2021-04-14 Managed Pressure Operations Drilling system and method of operating a drilling system
CN104405362B (zh) * 2014-10-28 2017-04-26 中国石油集团西部钻探工程有限公司 欠平衡钻井井底压力自动控制装置及其使用方法
US9988866B2 (en) 2014-12-12 2018-06-05 Halliburton Energy Services, Inc. Automatic choke optimization and selection for managed pressure drilling
US10060208B2 (en) 2015-02-23 2018-08-28 Weatherford Technology Holdings, Llc Automatic event detection and control while drilling in closed loop systems
US9909374B2 (en) 2015-03-03 2018-03-06 Halliburton Energy Services, Inc. Managed pressure drilling with hydraulic modeling that incorporates an inverse model
US10544656B2 (en) 2015-04-01 2020-01-28 Schlumberger Technology Corporation Active fluid containment for mud tanks
US10353358B2 (en) * 2015-04-06 2019-07-16 Schlumberg Technology Corporation Rig control system
WO2017007452A1 (en) * 2015-07-07 2017-01-12 Halliburton Energy Services, Inc. Heave compensated managed pressure drilling
US20170122092A1 (en) 2015-11-04 2017-05-04 Schlumberger Technology Corporation Characterizing responses in a drilling system
CN105672997A (zh) * 2016-03-18 2016-06-15 西南石油大学 钻井液地层漏失量监测方法
US11371314B2 (en) 2017-03-10 2022-06-28 Schlumberger Technology Corporation Cement mixer and multiple purpose pumper (CMMP) for land rig
RU2765904C2 (ru) * 2017-03-10 2022-02-04 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Устройство и способы автоматизированного управления штуцером
US10753169B2 (en) 2017-03-21 2020-08-25 Schlumberger Technology Corporation Intelligent pressure control devices and methods of use thereof
US20180313187A1 (en) * 2017-05-01 2018-11-01 Schlumberger Technology Corporation Single body choke line and kill line valves
CN108952605B (zh) * 2017-05-26 2021-01-29 中国石油化工股份有限公司 井下流道式控压装置、井下控压钻井系统及其钻井方法
CN107327298A (zh) * 2017-07-05 2017-11-07 中国石油大学(华东) 一种基于井口溢流量的气侵程度评价方法
RU2020112485A (ru) 2017-09-05 2021-10-06 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Управление вращением бурильной колонны
US10782197B2 (en) 2017-12-19 2020-09-22 Schlumberger Technology Corporation Method for measuring surface torque oscillation performance index
NO344235B1 (en) * 2018-01-05 2019-10-14 Roxar Software Solutions As Well flow simulation system
US10760417B2 (en) 2018-01-30 2020-09-01 Schlumberger Technology Corporation System and method for surface management of drill-string rotation for whirl reduction
CN108798638A (zh) * 2018-08-15 2018-11-13 中国石油大学(北京) 一种用于模拟浅层流体侵入井筒的实验装置
US10822944B1 (en) 2019-04-12 2020-11-03 Schlumberger Technology Corporation Active drilling mud pressure pulsation dampening
US11933156B2 (en) 2020-04-28 2024-03-19 Schlumberger Technology Corporation Controller augmenting existing control system
US11480035B1 (en) 2020-09-04 2022-10-25 Oswaldo Jose Sanchez Torrealba Pressure assisted oil recovery system and apparatus

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2148698C1 (ru) * 1998-07-14 2000-05-10 Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" Способ вскрытия продуктивного газоносного пласта бурением
US20050092523A1 (en) * 2003-10-30 2005-05-05 Power Chokes, L.P. Well pressure control system
EA200970408A1 (ru) * 2006-10-23 2009-10-30 Эм-Ай Эл. Эл. Си. Способ и устройство для регулирования забойного давления в подземном пласте во время работы бурового насоса
RU2372481C2 (ru) * 2003-09-17 2009-11-10 Шлюмбергер Текнолоджи Бв Автоматическая система нисходящей линии связи

Family Cites Families (190)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3387851A (en) 1966-01-12 1968-06-11 Shaffer Tool Works Tandem stripper sealing apparatus
US3362487A (en) * 1966-05-03 1968-01-09 Swaco Inc Control for a hydraulically actuated choke in a drilling mud flow line
US3429385A (en) * 1966-12-30 1969-02-25 Cameron Iron Works Inc Apparatus for controlling the pressure in a well
US3443643A (en) * 1966-12-30 1969-05-13 Cameron Iron Works Inc Apparatus for controlling the pressure in a well
US3552502A (en) * 1967-12-21 1971-01-05 Dresser Ind Apparatus for automatically controlling the killing of oil and gas wells
US3603409A (en) 1969-03-27 1971-09-07 Regan Forge & Eng Co Method and apparatus for balancing subsea internal and external well pressures
US3677353A (en) * 1970-07-15 1972-07-18 Cameron Iron Works Inc Apparatus for controlling well pressure
US3815673A (en) 1972-02-16 1974-06-11 Exxon Production Research Co Method and apparatus for controlling hydrostatic pressure gradient in offshore drilling operations
US3827511A (en) * 1972-12-18 1974-08-06 Cameron Iron Works Inc Apparatus for controlling well pressure
US3971926A (en) * 1975-05-28 1976-07-27 Halliburton Company Simulator for an oil well circulation system
US4046191A (en) 1975-07-07 1977-09-06 Exxon Production Research Company Subsea hydraulic choke
US4063602A (en) 1975-08-13 1977-12-20 Exxon Production Research Company Drilling fluid diverter system
US4091881A (en) 1977-04-11 1978-05-30 Exxon Production Research Company Artificial lift system for marine drilling riser
US4099583A (en) 1977-04-11 1978-07-11 Exxon Production Research Company Gas lift system for marine drilling riser
US4234043A (en) 1977-10-17 1980-11-18 Baker International Corporation Removable subsea test valve system for deep water
FR2407337A1 (fr) 1977-10-27 1979-05-25 Petroles Cie Francaise Procede d'equilibrage des pressions dans un puits petrolier
US4436157A (en) 1979-08-06 1984-03-13 Baker International Corporation Latch mechanism for subsea test tree
US4291772A (en) 1980-03-25 1981-09-29 Standard Oil Company (Indiana) Drilling fluid bypass for marine riser
US4355784A (en) 1980-08-04 1982-10-26 Warren Automatic Tool Company Method and apparatus for controlling back pressure
US4468056A (en) 1981-10-05 1984-08-28 The B. F. Goodrich Company Swivel
US4502534A (en) 1982-12-13 1985-03-05 Hydril Company Flow diverter
US4832126A (en) 1984-01-10 1989-05-23 Hydril Company Diverter system and blowout preventer
US4626135A (en) 1984-10-22 1986-12-02 Hydril Company Marine riser well control method and apparatus
US4685521A (en) 1985-04-17 1987-08-11 Raulins George M Well apparatus
US4682913A (en) 1986-08-28 1987-07-28 Shell Offshore Inc. Hydraulic stab connector
US4813495A (en) 1987-05-05 1989-03-21 Conoco Inc. Method and apparatus for deepwater drilling
US4880060A (en) 1988-08-31 1989-11-14 Halliburton Company Valve control system
GB2229787A (en) 1989-03-28 1990-10-03 Derek William Frank Clarke A mobile emergency shut off valve system
US5006845A (en) 1989-06-13 1991-04-09 Honeywell Inc. Gas kick detector
US5154078A (en) 1990-06-29 1992-10-13 Anadrill, Inc. Kick detection during drilling
US5303582A (en) 1992-10-30 1994-04-19 New Mexico Tech Research Foundation Pressure-transient testing while drilling
US5444619A (en) 1993-09-27 1995-08-22 Schlumberger Technology Corporation System and method of predicting reservoir properties
FR2726858A1 (fr) 1994-11-14 1996-05-15 Schlumberger Services Petrol Appareil obturateur de train de tiges d'essai, pour puits petrolier sous-marin tube
US5887657A (en) 1995-02-09 1999-03-30 Baker Hughes Incorporated Pressure test method for permanent downhole wells and apparatus therefore
US6012015A (en) 1995-02-09 2000-01-04 Baker Hughes Incorporated Control model for production wells
GB9514510D0 (en) 1995-07-15 1995-09-13 Expro North Sea Ltd Lightweight intervention system
EP0857249B1 (en) 1995-10-23 2006-04-19 Baker Hughes Incorporated Closed loop drilling system
US5720356A (en) 1996-02-01 1998-02-24 Gardes; Robert Method and system for drilling underbalanced radial wells utilizing a dual string technique in a live well
US6065550A (en) 1996-02-01 2000-05-23 Gardes; Robert Method and system for drilling and completing underbalanced multilateral wells utilizing a dual string technique in a live well
US7185718B2 (en) 1996-02-01 2007-03-06 Robert Gardes Method and system for hydraulic friction controlled drilling and completing geopressured wells utilizing concentric drill strings
US6457540B2 (en) 1996-02-01 2002-10-01 Robert Gardes Method and system for hydraulic friction controlled drilling and completing geopressured wells utilizing concentric drill strings
US6035952A (en) 1996-05-03 2000-03-14 Baker Hughes Incorporated Closed loop fluid-handling system for use during drilling of wellbores
US5862863A (en) 1996-08-26 1999-01-26 Swisher; Mark D. Dual completion method for oil/gas wells to minimize water coning
CA2267426C (en) 1996-10-15 2007-10-09 Laurence John Ayling Continuous circulation drilling method
US6002985A (en) 1997-05-06 1999-12-14 Halliburton Energy Services, Inc. Method of controlling development of an oil or gas reservoir
NO974348L (no) 1997-09-19 1999-03-22 Petroleum Geo Services As Anordning og fremgangsmÕte for Õ kontrollere stiger°rsmargin
US6273193B1 (en) 1997-12-16 2001-08-14 Transocean Sedco Forex, Inc. Dynamically positioned, concentric riser, drilling method and apparatus
US6101447A (en) 1998-02-12 2000-08-08 Schlumberger Technology Corporation Oil and gas reservoir production analysis apparatus and method
US6263982B1 (en) 1998-03-02 2001-07-24 Weatherford Holding U.S., Inc. Method and system for return of drilling fluid from a sealed marine riser to a floating drilling rig while drilling
US6138774A (en) 1998-03-02 2000-10-31 Weatherford Holding U.S., Inc. Method and apparatus for drilling a borehole into a subsea abnormal pore pressure environment
US6913092B2 (en) 1998-03-02 2005-07-05 Weatherford/Lamb, Inc. Method and system for return of drilling fluid from a sealed marine riser to a floating drilling rig while drilling
US6325159B1 (en) 1998-03-27 2001-12-04 Hydril Company Offshore drilling system
US6102673A (en) 1998-03-27 2000-08-15 Hydril Company Subsea mud pump with reduced pulsation
US6230824B1 (en) 1998-03-27 2001-05-15 Hydril Company Rotating subsea diverter
US7806203B2 (en) 1998-07-15 2010-10-05 Baker Hughes Incorporated Active controlled bottomhole pressure system and method with continuous circulation system
US7174975B2 (en) 1998-07-15 2007-02-13 Baker Hughes Incorporated Control systems and methods for active controlled bottomhole pressure systems
US6415877B1 (en) 1998-07-15 2002-07-09 Deep Vision Llc Subsea wellbore drilling system for reducing bottom hole pressure
US7270185B2 (en) 1998-07-15 2007-09-18 Baker Hughes Incorporated Drilling system and method for controlling equivalent circulating density during drilling of wellbores
US7721822B2 (en) 1998-07-15 2010-05-25 Baker Hughes Incorporated Control systems and methods for real-time downhole pressure management (ECD control)
US7096975B2 (en) 1998-07-15 2006-08-29 Baker Hughes Incorporated Modular design for downhole ECD-management devices and related methods
US8011450B2 (en) 1998-07-15 2011-09-06 Baker Hughes Incorporated Active bottomhole pressure control with liner drilling and completion systems
US7159669B2 (en) 1999-03-02 2007-01-09 Weatherford/Lamb, Inc. Internal riser rotating control head
EP1157189B1 (en) 1999-03-02 2006-11-22 Weatherford/Lamb, Inc. Internal riser rotating control head
EG22117A (en) 1999-06-03 2002-08-30 Exxonmobil Upstream Res Co Method and apparatus for controlling pressure and detecting well control problems during drilling of an offshore well using a gas-lifted riser
US6853921B2 (en) 1999-07-20 2005-02-08 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for real time reservoir management
US6173768B1 (en) 1999-08-10 2001-01-16 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for downhole oil/water separation during oil well pumping operations
US6328107B1 (en) 1999-09-17 2001-12-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method for installing a well casing into a subsea well being drilled with a dual density drilling system
US7096976B2 (en) 1999-11-05 2006-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling formation tester, apparatus and methods of testing and monitoring status of tester
US6450262B1 (en) 1999-12-09 2002-09-17 Stewart & Stevenson Services, Inc. Riser isolation tool
GB9930450D0 (en) 1999-12-23 2000-02-16 Eboroil Sa Subsea well intervention vessel
US6598682B2 (en) 2000-03-02 2003-07-29 Schlumberger Technology Corp. Reservoir communication with a wellbore
US6732798B2 (en) 2000-03-02 2004-05-11 Schlumberger Technology Corporation Controlling transient underbalance in a wellbore
US20030170077A1 (en) 2000-03-27 2003-09-11 Herd Brendan Paul Riser with retrievable internal services
US6547002B1 (en) 2000-04-17 2003-04-15 Weatherford/Lamb, Inc. High pressure rotating drilling head assembly with hydraulically removable packer
NO312312B1 (no) 2000-05-03 2002-04-22 Psl Pipeline Process Excavatio Anordning ved brönnpumpe
GB2362398B (en) 2000-05-16 2002-11-13 Fmc Corp Device for installation and flow test of subsea completions
AU2001236654A1 (en) 2000-05-22 2001-12-03 Robert A. Gardes Method for controlled drilling and completing of wells
US6530437B2 (en) 2000-06-08 2003-03-11 Maurer Technology Incorporated Multi-gradient drilling method and system
WO2002006634A1 (en) 2000-07-19 2002-01-24 Schlumberger Technology B.V. A method of determining properties relating to an underbalanced well
US6585044B2 (en) 2000-09-20 2003-07-01 Halliburton Energy Services, Inc. Method, system and tool for reservoir evaluation and well testing during drilling operations
US6374925B1 (en) 2000-09-22 2002-04-23 Varco Shaffer, Inc. Well drilling method and system
NO313924B1 (no) 2000-11-02 2002-12-23 Agr Services As Spyleverktöy for innvendig rens av vertikalt stigerör, samt fremgangsmÕte for samme
US6474422B2 (en) 2000-12-06 2002-11-05 Texas A&M University System Method for controlling a well in a subsea mudlift drilling system
US20020112888A1 (en) 2000-12-18 2002-08-22 Christian Leuchtenberg Drilling system and method
GB0101259D0 (en) 2001-01-18 2001-02-28 Wellserv Plc Apparatus and method
US6484816B1 (en) 2001-01-26 2002-11-26 Martin-Decker Totco, Inc. Method and system for controlling well bore pressure
US6920085B2 (en) 2001-02-14 2005-07-19 Halliburton Energy Services, Inc. Downlink telemetry system
US7090036B2 (en) 2001-02-15 2006-08-15 Deboer Luc System for drilling oil and gas wells by varying the density of drilling fluids to achieve near-balanced, underbalanced, or overbalanced drilling conditions
US7093662B2 (en) 2001-02-15 2006-08-22 Deboer Luc System for drilling oil and gas wells using a concentric drill string to deliver a dual density mud
US7992655B2 (en) 2001-02-15 2011-08-09 Dual Gradient Systems, Llc Dual gradient drilling method and apparatus with multiple concentric drill tubes and blowout preventers
US6926101B2 (en) 2001-02-15 2005-08-09 Deboer Luc System and method for treating drilling mud in oil and gas well drilling applications
US6802379B2 (en) 2001-02-23 2004-10-12 Exxonmobil Upstream Research Company Liquid lift method for drilling risers
AU2002253976A1 (en) 2001-02-23 2002-09-12 Exxonmobil Upstream Research Company Method and apparatus for controlling bottom-hole pressure during dual-gradient drilling
US6901391B2 (en) 2001-03-21 2005-05-31 Halliburton Energy Services, Inc. Field/reservoir optimization utilizing neural networks
WO2002088522A1 (en) 2001-04-25 2002-11-07 Halliburton Energy Services, Inc. Method, system and tool for reservoir evaluation and well testing during drilling operations
WO2003023181A1 (en) 2001-09-10 2003-03-20 Ocean Riser Systems As Arrangement and method for regulating bottom hole pressures when drilling deepwater offshore wells
CN1553984A (zh) 2001-09-14 2004-12-08 ���ʿ����о����޹�˾ 用于控制钻井液排出的系统
CA2459723C (en) 2001-09-20 2008-02-19 Baker Hughes Incorporated Active controlled bottomhole pressure system and method
US6981561B2 (en) 2001-09-20 2006-01-03 Baker Hughes Incorporated Downhole cutting mill
US6745857B2 (en) 2001-09-21 2004-06-08 National Oilwell Norway As Method of drilling sub-sea oil and gas production wells
US7023691B1 (en) 2001-10-26 2006-04-04 E.O. Schweitzer Mfg. Llc Fault Indicator with permanent and temporary fault indication
WO2003048525A1 (en) 2001-12-03 2003-06-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for formation pressure control while drilling
US7797139B2 (en) 2001-12-07 2010-09-14 Chevron U.S.A. Inc. Optimized cycle length system and method for improving performance of oil wells
US20030111799A1 (en) 2001-12-19 2003-06-19 Cooper Cameron Corporation Seal for riser assembly telescoping joint
US20030121667A1 (en) 2001-12-28 2003-07-03 Alfred Massie Casing hanger annulus monitoring system
US7027968B2 (en) * 2002-01-18 2006-04-11 Conocophillips Company Method for simulating subsea mudlift drilling and well control operations
US6904981B2 (en) 2002-02-20 2005-06-14 Shell Oil Company Dynamic annular pressure control apparatus and method
OA12776A (en) 2002-02-20 2006-07-06 Shell Int Research Dynamic annular pressure control apparatus and method.
US7185719B2 (en) 2002-02-20 2007-03-06 Shell Oil Company Dynamic annular pressure control apparatus and method
NO316183B1 (no) 2002-03-08 2003-12-22 Sigbjoern Sangesland Fremgangsmåte og anordning ved fôringsrör
US6892812B2 (en) 2002-05-21 2005-05-17 Noble Drilling Services Inc. Automated method and system for determining the state of well operations and performing process evaluation
US6732804B2 (en) 2002-05-23 2004-05-11 Weatherford/Lamb, Inc. Dynamic mudcap drilling and well control system
CA2491925A1 (en) 2002-07-08 2004-01-15 Shell Canada Limited Choke for controlling the flow of drilling mud
GB2418218B (en) 2002-08-13 2006-08-02 Reeves Wireline Tech Ltd Apparatuses and methods for deploying logging tools and signalling in boreholes
US6820702B2 (en) 2002-08-27 2004-11-23 Noble Drilling Services Inc. Automated method and system for recognizing well control events
US6957698B2 (en) 2002-09-20 2005-10-25 Baker Hughes Incorporated Downhole activatable annular seal assembly
US20040065440A1 (en) 2002-10-04 2004-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Dual-gradient drilling using nitrogen injection
US7487837B2 (en) 2004-11-23 2009-02-10 Weatherford/Lamb, Inc. Riser rotating control device
US7040394B2 (en) 2002-10-31 2006-05-09 Weatherford/Lamb, Inc. Active/passive seal rotating control head
US8132630B2 (en) 2002-11-22 2012-03-13 Baker Hughes Incorporated Reverse circulation pressure control method and system
US7055627B2 (en) 2002-11-22 2006-06-06 Baker Hughes Incorporated Wellbore fluid circulation system and method
US6662110B1 (en) 2003-01-14 2003-12-09 Schlumberger Technology Corporation Drilling rig closed loop controls
US6920942B2 (en) * 2003-01-29 2005-07-26 Varco I/P, Inc. Method and apparatus for directly controlling pressure and position associated with an adjustable choke apparatus
NO318220B1 (no) 2003-03-13 2005-02-21 Ocean Riser Systems As Fremgangsmåte og anordning for utførelse av boreoperasjoner
US20060186617A1 (en) 2003-07-11 2006-08-24 Ryan Farrelly Personal transportation device for supporting a user's foot having multiple transportation attachments
EP1664478B1 (en) 2003-08-19 2006-12-27 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Drilling system and method
US7237623B2 (en) 2003-09-19 2007-07-03 Weatherford/Lamb, Inc. Method for pressurized mud cap and reverse circulation drilling from a floating drilling rig using a sealed marine riser
EP1519003B1 (en) 2003-09-24 2007-08-15 Cooper Cameron Corporation Removable seal
US7032691B2 (en) 2003-10-30 2006-04-25 Stena Drilling Ltd. Underbalanced well drilling and production
CN100353027C (zh) * 2003-10-31 2007-12-05 中国石油化工股份有限公司 一种欠平衡钻井井底压力自动控制系统及方法
NO319213B1 (no) 2003-11-27 2005-06-27 Agr Subsea As Fremgangsmåte og anordning for styring av borevæsketrykk
US7337660B2 (en) 2004-05-12 2008-03-04 Halliburton Energy Services, Inc. Method and system for reservoir characterization in connection with drilling operations
US7278497B2 (en) 2004-07-09 2007-10-09 Weatherford/Lamb Method for extracting coal bed methane with source fluid injection
US7237613B2 (en) 2004-07-28 2007-07-03 Vetco Gray Inc. Underbalanced marine drilling riser
NO321854B1 (no) 2004-08-19 2006-07-17 Agr Subsea As System og en fremgangsmåte for bruk og retur av boreslam fra en brønn som er boret på havbunnen
MX2007004096A (es) 2004-10-04 2007-06-14 Mi Llc Control de presion modular y aparato de administracion de desechos de perforacion para operaciones subterraneas de pozo de sondeo._.
US20060100836A1 (en) 2004-11-09 2006-05-11 Amardeep Singh Performance forecasting and bit selection tool for drill bits
US8826988B2 (en) 2004-11-23 2014-09-09 Weatherford/Lamb, Inc. Latch position indicator system and method
US7926593B2 (en) 2004-11-23 2011-04-19 Weatherford/Lamb, Inc. Rotating control device docking station
CA2489968C (en) 2004-12-10 2010-08-17 Precision Drilling Technology Services Group Inc. Method for the circulation of gas when drilling or working a well
GB2423321B (en) 2005-02-22 2010-05-12 Weatherford Lamb Expandable tubulars for use in a wellbore
US7658228B2 (en) 2005-03-15 2010-02-09 Ocean Riser System High pressure system
US7407019B2 (en) * 2005-03-16 2008-08-05 Weatherford Canada Partnership Method of dynamically controlling open hole pressure in a wellbore using wellhead pressure control
US20070235223A1 (en) 2005-04-29 2007-10-11 Tarr Brian A Systems and methods for managing downhole pressure
US7913774B2 (en) 2005-06-15 2011-03-29 Schlumberger Technology Corporation Modular connector and method
GB2470859A (en) 2005-06-17 2010-12-08 Baker Hughes Inc Active controlled bottomhole pressure system and method with continuous circulation system
NO324167B1 (no) 2005-07-13 2007-09-03 Well Intervention Solutions As System og fremgangsmate for dynamisk tetting rundt en borestreng.
NO326166B1 (no) 2005-07-18 2008-10-13 Siem Wis As Trykkakkumulator for a etablere nodvendig kraft til a betjene og operere eksternt utstyr, samt anvendelase derav
GB2442394B (en) 2005-07-27 2011-05-04 Baker Hughes Inc Active bottomhole pressure control with liner drilling and completion system
US7836973B2 (en) 2005-10-20 2010-11-23 Weatherford/Lamb, Inc. Annulus pressure control drilling systems and methods
US7562723B2 (en) * 2006-01-05 2009-07-21 At Balance Americas, Llc Method for determining formation fluid entry into or drilling fluid loss from a borehole using a dynamic annular pressure control system
US7610251B2 (en) * 2006-01-17 2009-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Well control systems and associated methods
WO2007124330A2 (en) 2006-04-20 2007-11-01 At Balance Americas Llc Pressure safety system for use with a dynamic annular pressure control system
NO325931B1 (no) 2006-07-14 2008-08-18 Agr Subsea As Anordning og fremgangsmate ved stromningshjelp i en rorledning
US7699109B2 (en) 2006-11-06 2010-04-20 Smith International Rotating control device apparatus and method
US8887814B2 (en) 2006-11-07 2014-11-18 Halliburton Energy Services, Inc. Offshore universal riser system
US7921919B2 (en) 2007-04-24 2011-04-12 Horton Technologies, Llc Subsea well control system and method
NO326492B1 (no) 2007-04-27 2008-12-15 Siem Wis As Tetningsarrangement for dynamisk tetning rundt en borestreng
WO2008151128A2 (en) 2007-06-01 2008-12-11 Horton Technologies, Llc Dual density mud return system
NO327556B1 (no) 2007-06-21 2009-08-10 Siem Wis As Anordning og fremgangsmate for a opprettholde hovedsakelig konstant trykk pa og stromning av borevaeske i en borestreng
NO327281B1 (no) 2007-07-27 2009-06-02 Siem Wis As Tetningsarrangement, samt tilhorende fremgangsmate
CA2694482C (en) * 2007-07-27 2013-05-28 Weatherford/Lamb, Inc. Continuous flow drilling systems and methods
US7913764B2 (en) 2007-08-02 2011-03-29 Agr Subsea, Inc. Return line mounted pump for riserless mud return system
US7997345B2 (en) 2007-10-19 2011-08-16 Weatherford/Lamb, Inc. Universal marine diverter converter
EP2053196A1 (en) 2007-10-24 2009-04-29 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. System and method for controlling the pressure in a wellbore
US7938190B2 (en) 2007-11-02 2011-05-10 Agr Subsea, Inc. Anchored riserless mud return systems
US20090159334A1 (en) 2007-12-19 2009-06-25 Bp Corporation North America, Inc. Method for detecting formation pore pressure by detecting pumps-off gas downhole
US7708064B2 (en) 2007-12-27 2010-05-04 At Balance Americas, Llc Wellbore pipe centralizer having increased restoring force and self-sealing capability
AU2009222010B2 (en) 2008-03-03 2015-06-25 Intelliserv International Holding, Ltd Monitoring downhole conditions with drill string distributed measurement system
EP3696373A1 (en) 2008-04-04 2020-08-19 Enhanced Drilling AS Systems and methods for subsea drilling
CN201330573Y (zh) * 2008-11-26 2009-10-21 西部钻探克拉玛依钻井工艺研究院 欠平衡钻井井底压力精确控制系统
US7984770B2 (en) 2008-12-03 2011-07-26 At-Balance Americas, Llc Method for determining formation integrity and optimum drilling parameters during drilling
AU2008365249B2 (en) * 2008-12-19 2013-08-22 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure and flow control in drilling operations
US8281875B2 (en) * 2008-12-19 2012-10-09 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure and flow control in drilling operations
US8322432B2 (en) 2009-01-15 2012-12-04 Weatherford/Lamb, Inc. Subsea internal riser rotating control device system and method
NO329687B1 (no) 2009-02-18 2010-11-29 Agr Subsea As Fremgangsmate og anordning for a trykkregulere en bronn
GB0905633D0 (en) * 2009-04-01 2009-05-13 Managed Pressure Operations Ll Apparatus for and method of drilling a subterranean borehole
HUE049420T2 (hu) 2009-07-09 2020-09-28 Tucc Tech Llc Ultranagy viszkozitású "pill" és eljárások alkalmazására olajalapú fúrórendszerrel
US9567843B2 (en) * 2009-07-30 2017-02-14 Halliburton Energy Services, Inc. Well drilling methods with event detection
US9528334B2 (en) * 2009-07-30 2016-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Well drilling methods with automated response to event detection
US20120186873A1 (en) * 2009-10-05 2012-07-26 Halliburton Energy Services, Inc. Well drilling method utilizing real time response to ahead of bit measurements
US9328573B2 (en) * 2009-10-05 2016-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Integrated geomechanics determinations and wellbore pressure control
US8899348B2 (en) * 2009-10-16 2014-12-02 Weatherford/Lamb, Inc. Surface gas evaluation during controlled pressure drilling
US9279298B2 (en) 2010-01-05 2016-03-08 Halliburton Energy Services, Inc. Well control systems and methods
CN201593387U (zh) * 2010-02-03 2010-09-29 中国石油天然气集团公司 一种钻井环空压力精细控制系统
CA2792031C (en) * 2010-03-05 2014-06-17 Safekick Americas Llc System and method for safe well control operations
US8201628B2 (en) * 2010-04-27 2012-06-19 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore pressure control with segregated fluid columns
US8820405B2 (en) * 2010-04-27 2014-09-02 Halliburton Energy Services, Inc. Segregating flowable materials in a well
US9249638B2 (en) * 2011-04-08 2016-02-02 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore pressure control with optimized pressure drilling
US9080407B2 (en) * 2011-05-09 2015-07-14 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure and flow control in drilling operations

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2148698C1 (ru) * 1998-07-14 2000-05-10 Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" Способ вскрытия продуктивного газоносного пласта бурением
RU2372481C2 (ru) * 2003-09-17 2009-11-10 Шлюмбергер Текнолоджи Бв Автоматическая система нисходящей линии связи
US20050092523A1 (en) * 2003-10-30 2005-05-05 Power Chokes, L.P. Well pressure control system
EA200970408A1 (ru) * 2006-10-23 2009-10-30 Эм-Ай Эл. Эл. Си. Способ и устройство для регулирования забойного давления в подземном пласте во время работы бурового насоса

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2807455C1 (ru) * 2020-04-13 2023-11-15 Нобл Риг Холдингз Лимитед Способ настройки работы дросселя в системе бурения с регулируемым давлением

Also Published As

Publication number Publication date
EP2694772A1 (en) 2014-02-12
CN103459755B (zh) 2016-04-27
MY168333A (en) 2018-10-30
CA2827935A1 (en) 2012-10-11
CA2827935C (en) 2015-11-17
AU2011364954B2 (en) 2016-03-24
RU2013148471A (ru) 2015-05-20
US20120255776A1 (en) 2012-10-11
EP2694772A4 (en) 2016-02-24
WO2012138349A1 (en) 2012-10-11
MX2013011657A (es) 2013-11-01
US8833488B2 (en) 2014-09-16
BR112013024718A2 (pt) 2016-12-20
AU2011364954A1 (en) 2013-09-12
CN103459755A (zh) 2013-12-18
BR112013024718B1 (pt) 2020-10-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2553751C2 (ru) Автоматическое управление давлением в напорной линии при бурении
EP3201423B1 (en) Integrated drilling control system and associated method
US7395878B2 (en) Drilling system and method
US11035184B2 (en) Method of drilling a subterranean borehole
US9328573B2 (en) Integrated geomechanics determinations and wellbore pressure control
RU2592583C2 (ru) Использование результатов измерения давления в скважине во время бурения для выявления притоков и для их уменьшения
US10077647B2 (en) Control of a managed pressure drilling system
EA015325B1 (ru) Способ определения существования события управления скважиной
US20170074070A1 (en) Variable annular valve network for well operations
US20180135365A1 (en) Automatic managed pressure drilling utilizing stationary downhole pressure sensors
RU2577345C2 (ru) Способ управления давлением в стволе скважины при бурении с оптимизацией давления
RU2586148C2 (ru) Упреждающее изменение заданного давления для отведения потока при буровых работах

Legal Events

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

Effective date: 20170409