NO20131682A1

NO20131682A1 - Control of downhole safety devices

Info

Publication number: NO20131682A1
Application number: NO20131682A
Authority: NO
Inventors: Volker Krueger; Harald Grimmer
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 2011-06-28
Filing date: 2013-12-17
Publication date: 2014-01-13
Also published as: US20130000981A1; WO2013003151A3; BR112013032805A2; WO2013003151A4; WO2013003151A2; GB2507423A; GB201322256D0

Description

KRYSSREFERANSE TIL BESLEKTEDE SØKNADER CROSS-REFERENCE TO RELATED APPLICATIONS

[0001] Denne søknaden tar prioritet fra US-søknaden 13/170954, innlevert den 28. juni 2011, som inntas her som referanse i sin helhet. [0001] This application takes priority from US application 13/170954, filed on June 28, 2011, which is incorporated herein by reference in its entirety.

BAKGRUNN BACKGROUND

1. Oppfinnelsens område 1. The scope of the invention

[0002] Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt boring, og spesielt aktivering av nedihulls sikkerhetsanordninger. [0002] The present invention generally relates to drilling, and in particular the activation of downhole safety devices.

2. Beskrivelse av beslektet teknikk 2. Description of Related Art

[0003] Borehull blir boret dypt inn i jordgrunnen for mange anvendelser, så som karbonsekvestrering, geotermisk produksjon og leting etter og produksjon av hydrokarbon. I alle anvendelsene blir borehullene boret slik at de krysser gjennom eller kan gi tilgang til et materiale (f.eks. gass eller fluid) inneholdt i en formasjon beliggende under jordens overflate. Mange forskjellige typer verktøy og instrumenter kan bli utplassert i borehullene for å utføre forskjellige oppgaver, og noen av disse kan bli anvendt for å innhente målinger av forskjellige verdier mens borehullet blir boret. [0003] Boreholes are drilled deep into the subsoil for many applications, such as carbon sequestration, geothermal production, and hydrocarbon exploration and production. In all applications, the boreholes are drilled so that they cross through or may provide access to a material (eg gas or fluid) contained in a formation located below the earth's surface. Many different types of tools and instruments can be deployed in the boreholes to perform different tasks, and some of these can be used to obtain measurements of various values while the borehole is being drilled.

[0004] Ett ugunstig fenomen som kan oppstå under boring omtales som et "brønnspark", eller bare et "spark". Med et spark menes generelt en betingelse hvor formasjonsfluid eller formasjonsgass strømmer fra formasjonen og inn i borehullet under boring. Spark kan oppstå når formasjonstrykk overstiger det hydrostatiske trykket som utøves på formasjonen av boreslam som anvendes ved boring av borehullet. Denne typen spark omtales generelt som et "underbalansert spark". En annen type spark omtalt som et "fremkalt spark" kan oppstå når bevegelse av borestrengen eller foringsrøret forårsaker fluktuasjoner i trykket i borehullet. [0004] One unfavorable phenomenon that can occur during drilling is referred to as a "well kick", or simply a "kick". A kick generally refers to a condition where formation fluid or formation gas flows from the formation into the borehole during drilling. Kicking can occur when formation pressure exceeds the hydrostatic pressure exerted on the formation by drilling mud used in drilling the borehole. This type of kick is generally referred to as an "underbalanced kick". Another type of kick referred to as an "induced kick" can occur when movement of the drill string or casing causes fluctuations in downhole pressure.

[0005] Uavhengig av årsaken kan sparket, i ekstreme tilfeller, resultere i ukontrollert strømning av formasjonsfluid eller -gasser ut i atmosfæren ved overflaten i et fenomen omtalt som en "utblåsning". For å hindre utblåsning installeres typisk en utblåsningssikring i rommet mellom borerøret og foringsrøret ved overflaten. Utblåsningssikringen blir aktivert når et spark detekteres og tetter av ringrommet mellom borerøret og foringsrøret for å hindre at fluidet eller gassene lekker ut. Tidlig deteksjon av et spark er nødvendig for effektiv betjening av utblåsningssikringen og inkluderer typisk visuell observasjon av bobler i boreslammet på overflaten. [0005] Regardless of the cause, the kick can, in extreme cases, result in uncontrolled flow of formation fluid or gases into the atmosphere at the surface in a phenomenon referred to as a "blowout". To prevent blowout, a blowout preventer is typically installed in the space between the drill pipe and the casing at the surface. The blowout protection is activated when a kick is detected and seals off the annulus between the drill pipe and the casing to prevent the fluid or gases from leaking out. Early detection of a kick is necessary for effective operation of the blowout preventer and typically includes visual observation of bubbles in the drilling mud at the surface.

KORT OPPSUMMERING SHORT SUMMARY

[0006] Det beskrives et boresystem for boring av et borehull som innbefatter en borestreng som inkluderer en bunnhullsenhet og et telemetrisystem som er koblet sammen. Systemet innbefatter også en kommunikasjonsanordning koblet til borestrengen innrettet for å sende sensordata til og motta styredata fra en styreenhet anbragt et sted på overflaten gjennom telemetrisystemet, og en sensor koblet til borestrengen, der sensoren leverer sensordataene til kommunikasjonsanordningen. Systemet innbefatter også en nedihulls-sikkerhetsanordning koblet til borestrengen og i funksjonell kommunikasjon med kommunikasjonsanordningen, der nedihulls-sikkerhetsanordningen er innrettet for å utløse etter mottak av et aktiveringssignal innledet av styreenheten. [0006] A drilling system for drilling a borehole is described which includes a drill string which includes a bottom hole unit and a telemetry system which is connected together. The system also includes a communication device connected to the drill string arranged to send sensor data to and receive control data from a control unit placed somewhere on the surface through the telemetry system, and a sensor connected to the drill string, where the sensor delivers the sensor data to the communication device. The system also includes a downhole safety device coupled to the drill string and in functional communication with the communication device, wherein the downhole safety device is arranged to trigger upon receipt of an activation signal initiated by the control unit.

[0007] Videre beskrives en fremgangsmåte ved utløsning av en nedihulls-sikkerhetsanordning i et boresystem, som omfatter å innhente informasjon som angir borehullsforhold på et sted nedihulls; sende informasjonen til en styreenhet på overflaten; bestemme at nedihulls-sikkerhetsanordningen skal utløses; sende et utløsningssignal gjennom et telemetrisystem til nedihulls-sikkerhetsanordningen; utløse nedihulls-sikkerhetsanordningen ved anvendelse av utløsningssignalet. [0007] Furthermore, a method is described for triggering a downhole safety device in a drilling system, which comprises obtaining information indicating borehole conditions at a location downhole; send the information to a control unit on the surface; determining that the downhole safety device should be deployed; sending a trip signal through a telemetry system to the downhole safety device; trip the downhole safety device using the trip signal.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[0008] De følgende beskrivelsene er ikke å anse som begrensende på noen som helst måte. I de vedlagte tegningene er like elementer gitt like henvisningstall, og: [0008] The following descriptions are not to be considered limiting in any way. In the attached drawings, like elements are given like reference numbers, and:

[0009] Figur 1 illustrerer et boresystem der utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse kan realiseres; og [0009] Figure 1 illustrates a drilling system in which embodiments of the present invention can be realized; and

[0010] Figur 2 er et flytdiagram som illustrerer en fremgangsmåte ifølge en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. [0010] Figure 2 is a flowchart illustrating a method according to an embodiment of the present invention.

DETALJERT BESKRIVELSE DETAILED DESCRIPTION

[0011] En detaljert beskrivelse av én eller flere utførelsesformer av apparatet og fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen vil bli gitt her som en illustrasjon og ikke en begrensning med støtte i figurene. [0011] A detailed description of one or more embodiments of the apparatus and method according to the invention will be given here as an illustration and not a limitation with support in the figures.

[0012] Figur 1 er et skjematisk diagram av et eksempel på et boresystem 100 som innbefatter en borestreng med en boreenhet festet til sin nedre ende som kan bli betjent i samsvar med eksemplene på fremgangsmåter og apparater som vises her. Figur 1 viser en borestreng 120 som omfatter en boreenhet eller bunnhullsenhet ("BHA") 190 som fraktes i et borehull 126. Boresystemet 100 innbefatter et tradisjonelt boretårn 111 oppstilt på en plattform eller et gulv 112 som understøtter et rotasjonsbord 114 som roteres av en kraftkilde, så som en elektrisk motor (ikke vist), med en ønsket rotasjonshastighet. En rørledning (så som borerør) 122 med boreenheten 190 tilknyttet ved sin nedre ende strekker seg fra overflaten til bunnen 151 av brønnhullet 126. Rørledningen 122 er såkalt kablet rør i en utførelsesform og muliggjør høyhastighets toveiskommunikasjon derigjennom. [0012] Figure 1 is a schematic diagram of an example of a drilling system 100 that includes a drill string with a drill assembly attached to its lower end that can be operated in accordance with the examples of methods and apparatus shown herein. Figure 1 shows a drill string 120 that includes a drilling unit or bottomhole assembly ("BHA") 190 that is carried in a wellbore 126. The drilling system 100 includes a traditional derrick 111 mounted on a platform or floor 112 that supports a rotary table 114 that is rotated by a power source , such as an electric motor (not shown), with a desired rotational speed. A pipeline (such as drill pipe) 122 with the drilling unit 190 attached at its lower end extends from the surface to the bottom 151 of the wellbore 126. The pipeline 122 is so-called wired pipe in one embodiment and enables high-speed two-way communication therethrough.

[0013] En borkrone 150, tilknyttet boreenheten 190, maler opp de geologiske formasjonene når den roteres for å bore borehullet 126. Borestrengen 120 er koblet til et heiseverk 130 via et rotasjonsrør 121, en svivel 128 og en line 129 gjennom en trinse. Heiseverket 130 betjenes for å styre borkronetrykket ("WOB"). Borestrengen 120 kan bli rotert av et toppdrevet rotasjonssystem (ikke vist) i stedet for av drivmotoren og rotasjonsbordet 114. Kombinasjonen driv-motor/rotasjonsbord 114 eller et toppdrevet rotasjonssystem, eller en hvilken som helst annen innretning for å rotere borestrengen 120, vil bli omtalt her som en borestrengaktuator. Virkemåten til heiseverket 130 er kjent for fagmannen og vil således ikke bli beskrevet i detalj her. [0013] A drill bit 150, associated with the drilling unit 190, grinds up the geological formations when it is rotated to drill the borehole 126. The drill string 120 is connected to a hoist 130 via a rotary pipe 121, a swivel 128 and a line 129 through a pulley. The hoist 130 is operated to control the bit pressure ("WOB"). The drill string 120 may be rotated by a top-driven rotary system (not shown) rather than by the drive motor and rotary table 114. The drive-motor/rotary-table combination 114 or a top-driven rotary system, or any other device for rotating the drill string 120, will be discussed here as a drill string actuator. The operation of the hoist 130 is known to the person skilled in the art and will therefore not be described in detail here.

[0014] Et passende borefluid 131 (også omtalt som "slam") fra en kilde 132 for dette, for eksempel en slamtank, sirkuleres under trykk gjennom borestrengen 120 av en slampumpe 134. Borefluidet 131 føres fra slampumpen 134 og inn i borestrengen 120 via en desurger 136 og fluidrøret 138. Borefluidet 131 føres ut i bunnen 151 av borehullet gjennom åpninger i borkronen 150. Det returnerende borefluidet 131b sirkulerer oppihulls gjennom ringrommet 127 mellom borestrengen 120 og borehullet 126 og tilbakeføres til slamtanken 132 via en retur-ledning 35 og en borekaksskjerm 185 som fjerner borekaksen 186 fra det returnerende borefluidet 131b. [0014] A suitable drilling fluid 131 (also referred to as "mud") from a source 132 for this, for example a mud tank, is circulated under pressure through the drill string 120 by a mud pump 134. The drilling fluid 131 is fed from the mud pump 134 and into the drill string 120 via a desurger 136 and the fluid pipe 138. The drilling fluid 131 is led out into the bottom 151 of the borehole through openings in the drill bit 150. The returning drilling fluid 131b circulates uphole through the annulus 127 between the drill string 120 and the borehole 126 and is returned to the mud tank 132 via a return line 35 and a cuttings screen 185 which removes the cuttings 186 from the returning drilling fluid 131b.

[0015] I noen anvendelser blir borkronen 150 rotert ved å rotere borerøret 122. I andre anvendelser, derimot, kan en nedihullsmotor 155 (slammotor) anordnet i boreenheten 190 også rotere borkronen 150. Borehastigheten ("ROP") for en gitt borkrone og BHA avhenger i stor grad av borkronetrykket eller skyvekraften på borkronen 150 og dens rotasjonshastighet. [0015] In some applications, the drill bit 150 is rotated by rotating the drill pipe 122. In other applications, however, a downhole motor 155 (mud motor) provided in the drilling unit 190 may also rotate the drill bit 150. The drilling rate ("ROP") for a given drill bit and BHA depends largely on the bit pressure or thrust on the bit 150 and its rotational speed.

[0016] En styreenhet eller kontroller 140 på overflaten mottar signaler fra sensorer og anordninger nede i hullet og behandler disse signalene i henhold til programmerte instruksjoner forsynt av et program til overflatestyreenheten 140. Overflatestyreenheten 140 viser ønskede boreparametere og annen informasjon på en fremvisningsanordning/monitor 141 som anvendes av en operatørperson for å kontrollere boreoperasjonene. Overflatestyreenheten 140 kan være en data-maskinbasert enhet som kan innbefatte en prosessor 142 (for eksempel en mikroprosessor), en lagringsanordning 144, for eksempel et halvlederminne, et lagringsbånd eller en harddisk, og ett eller flere dataprogrammer 146 i lagrings-anordningen 144 som er tilgjengelig for prosessoren 142 for å eksekvere instruksjoner inneholdt i disse programmene for å utføre fremgangsmåtene som vises her. Overflatestyreenheten 140 kan behandle data vedrørende boreoperasjonene, data fra sensorene og anordningene på overflaten og data mottatt fra nede i hullet, og kan styre én eller flere operasjoner av anordningene nede i hullet og på overflaten. [0016] A control unit or controller 140 on the surface receives signals from sensors and devices downhole and processes these signals according to programmed instructions provided by a program to the surface control unit 140. The surface control unit 140 displays desired drilling parameters and other information on a display device/monitor 141 which is used by an operator to control the drilling operations. The surface control unit 140 can be a computer-based unit which can include a processor 142 (for example a microprocessor), a storage device 144, for example a semiconductor memory, a storage tape or a hard disk, and one or more computer programs 146 in the storage device 144 which are available to the processor 142 to execute instructions contained in these programs to perform the methods shown herein. The surface control unit 140 can process data relating to the drilling operations, data from the sensors and devices on the surface and data received from down the hole, and can control one or more operations of the devices down the hole and on the surface.

[0017] Boreenheten 190 inneholder også formasjonsevalueringssensorer eller [0017] The drilling unit 190 also contains formation evaluation sensors or

-anordninger (også omtalt som måling-under-boring-("MWD")-sensorer eller logging-under-boring-("LWD")-sensorer) som bestemmer borehullstrykk, formasjonstrykk, resistivitet, densitet, porøsitet, permeabilitet, akustiske egenskaper, kjernemagnetisk resonansegenskaper, korrosive egenskaper ved fluidene eller formasjonen nedihulls, saltinnhold og andre valgte egenskaper ved formasjonen 195 rundt boreenheten 190. Slike sensorer er i sin alminnelighet kjent for fagmannen og er for enkelhets skyld betegnet generelt her med henvisningstall 165 og kan for eksempel omfatte resistivitetssensorer, densitetssensorer, porøsitets-sensorer, permeabilitetssensorer, temperatursensorer, trykksensorer, vibrasjons-sensorer, bøyemomentsensorer, rotasjonssensorer, orienteringssensorer og skjærsensorer. Boreenheten 190 kan videre innbefatte en rekke forskjellige andre sensorer og kommunikasjonsanordninger 159 for å kontrollere og/eller fastslå én eller flere funksjoner og egenskaper vedrørende boreenheten (så som hastighet, vibrasjon, bøyemoment, akselerasjon, oscillasjoner, spinn, rykkvis gange, osv.) og devices (also referred to as measurement-while-drilling ("MWD") sensors or logging-while-drilling ("LWD") sensors) that determine borehole pressure, formation pressure, resistivity, density, porosity, permeability, acoustic properties , nuclear magnetic resonance properties, corrosive properties of the fluids or the formation downhole, salt content and other selected properties of the formation 195 around the drilling unit 190. Such sensors are generally known to the person skilled in the art and, for the sake of simplicity, are denoted generally here by the reference number 165 and may for example include resistivity sensors , density sensors, porosity sensors, permeability sensors, temperature sensors, pressure sensors, vibration sensors, bending moment sensors, rotation sensors, orientation sensors and shear sensors. The drilling unit 190 may further include a variety of other sensors and communication devices 159 to control and/or determine one or more functions and characteristics regarding the drilling unit (such as speed, vibration, bending moment, acceleration, oscillations, spin, jerky walking, etc.) and

boreoperasjonsparametere, så som borkronetrykk, fluidstrømningsmengde, trykk, temperatur, borehastighet, asimut, toolface, borkronerotasjon, osv. drilling operation parameters, such as bit pressure, fluid flow rate, pressure, temperature, drilling speed, azimuth, toolface, bit rotation, etc.

[0018] En passende telemetrikomponent (kommunikasjonsanordning) 180 som anvender, for eksempel, toveistelemetri, er også innlemmet som illustrert i boreenheten 190 og leverer informasjon fra de forskjellige sensorene til overflatestyreenheten 140 gjennom de kablede rørene 122. Telemetrikomponenten 180 kan også levere styre- eller aktiveringsdata mottatt fra styreenheten 140 til sensorene eller andre anordninger som befinner seg ved eller i nærheten av bunnhullsenheten 190.1 en utførelsesform leverer telemetrikomponenten 180 aktiveringssignaler til nedihulls-sikkerhetsanordninger 167. [0018] A suitable telemetry component (communication device) 180 using, for example, two-way telemetry, is also incorporated as illustrated in the drilling unit 190 and delivers information from the various sensors to the surface control unit 140 through the cabled pipes 122. The telemetry component 180 can also deliver control or activation data received from the control unit 140 to the sensors or other devices located at or near the downhole unit 190.1 embodiment, the telemetry component 180 delivers activation signals to downhole safety devices 167.

[0019] Fortsatt med henvisning til figur 1 innbefatter borestrengen 120 videre en energiomdannelsesanordning 160. I et aspekt er energiomdannelsesanordningen 160 anbragt i bunnhullsenheten 190 for å forsyne elektrisk kraft eller energi, så som strøm, til sensorer 165 og/eller kommunikasjonsanordninger 159. Energiomdannelsesanordningen 160 kan omfatte et batteri eller en energiomdannelsesanordning som for eksempel kan omdanne eller høste energi fra trykkbølger i boreslam som mottas av og strømmer gjennom borestrengen 120 og BHA 190. Alternativt kan en kraftkilde på overflaten bli anvendt for å forsyne kraft til det forskjellige utstyret nedihulls. [0019] Still referring to Figure 1, the drill string 120 further includes an energy conversion device 160. In one aspect, the energy conversion device 160 is located in the downhole unit 190 to supply electrical power or energy, such as current, to sensors 165 and/or communication devices 159. The energy conversion device 160 may include a battery or an energy conversion device that can, for example, convert or harvest energy from pressure waves in drilling mud that are received by and flow through the drill string 120 and BHA 190. Alternatively, a power source on the surface can be used to supply power to the various equipment downhole.

[0020] Borestrengen 120 innbefatter videre én eller flere nedihulls sikkerhetsanordninger 167. Disse sikkerhetsanordningene 167 kan for eksempel omfatte utblåsningssikringer (BOP'er). Utblåsningssikringene, som vil være kjent for fagmannen, blir utløst for å tette av slik at innkommende fluid fra formasjonen 169 ikke kan strømme opp ringrommet mellom borerøret 122 og borehullet 126. Det må forstås at sikkerhetsanordninger 167 kan motta et aktiveringssignal fra styreenheten 140 gjennom telemetrikomponenten 180. I noen tilfeller kan en BOP også være anordnet på overflaten som hindrer at fluid strømmer ut i atmosfæren. [0020] The drill string 120 further includes one or more downhole safety devices 167. These safety devices 167 may for example include blowout preventers (BOPs). The blowout fuses, which will be known to those skilled in the art, are triggered to seal off so that incoming fluid from the formation 169 cannot flow up the annulus between the drill pipe 122 and the borehole 126. It must be understood that safety devices 167 can receive an activation signal from the control unit 140 through the telemetry component 180 In some cases, a BOP can also be arranged on the surface which prevents fluid from flowing out into the atmosphere.

[0021] Ifølge en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse kan sensorene 165 avføle én eller flere av formasjonstrykk, strømningsmengde av boreslam og boreslammets sammensetning. Informasjon innhentet av sensorene 165 blir levert til styreenheten 140 gjennom kablet rør 122. Ved styreenheten 140 blir det avgjort om et spark er i ferd med å inntreffe eller har inntruffet. Avgjørelsen kan være automatisk eller basert på analyse av dataene av en operatør. Dersom er spark har funnet sted eller er i ferd med å oppstå, kan styreenheten 140 sende et signal gjennom det kablede røret 122 til sikkerhetsanordninger 167 som gjør at de aktiveres. [0021] According to an embodiment of the present invention, the sensors 165 can sense one or more of formation pressure, flow rate of drilling mud and the composition of the drilling mud. Information obtained by the sensors 165 is delivered to the control unit 140 through the wired pipe 122. At the control unit 140 it is decided whether a kick is about to occur or has occurred. The decision can be automatic or based on analysis of the data by an operator. If a kick has taken place or is about to take place, the control unit 140 can send a signal through the wired pipe 122 to safety devices 167 which causes them to be activated.

[0022] I kjent teknikk, etter deteksjon av et spark på overflaten, har aktivering av sikkerhetsanordninger 167 til nå blitt innledet manuelt med en betydelig tids-forsinkelse fra overflaten ved å slippe en kule eller liknende eller sende et nedlinje-signal. I begge tilfeller blir sikkerhetsanordningene 167 utløst uavhengig av de andre delene av boresystemet 100. Slik aktivering, selv om den er egnet til å redusere eller fjerne konsekvensen av spark, er ikke veldig effektiv som følge av tidsforsinkelsen og kan skape ytterligere problemer. Dersom for eksempel sikkerhetsanordningen 167 blir aktivert før rotasjonsbordet 114 er stanset, kan borestrengen 120 bli skadet. I noen tilfeller vil ikke en utblåsning en gang bli oppdaget på overflaten (underjordisk utblåsning). [0022] In the prior art, upon detection of a kick on the surface, activation of safety devices 167 has hitherto been initiated manually with a significant time delay from the surface by dropping a ball or the like or sending a downline signal. In both cases, the safety devices 167 are triggered independently of the other parts of the drilling system 100. Such activation, although suitable for reducing or removing the consequence of kicks, is not very effective due to the time delay and can create additional problems. If, for example, the safety device 167 is activated before the rotary table 114 is stopped, the drill string 120 may be damaged. In some cases, a blowout will not even be detected on the surface (underground blowout).

[0023] Ved å slå fast en sparktilstand basert på nedihullsinformasjon på overflaten kan andre beslektede systemer stanses eller endres i riktig rekkefølge. Dersom for eksempel sensorene detekterer forhold som tyder på spark, kan rotasjonsbordet 114 bli stoppet, en BOP på overflaten (ikke vist) bli aktivert, og deretter kan styreenheten 140 sende signalet for å gjøre at sikkerhetsanordningene 167 utløses. Kort sagt, takket være muligheten til høyhastighets kommunikasjon gjennom f.eks. kablede rør, kan korrekt sekvensiering av en spark-forårsaket nedstenging styres fra overflaten i sann tid. [0023] By establishing a kick state based on downhole information on the surface, other related systems can be stopped or changed in the right order. If, for example, the sensors detect conditions that indicate a kick, the rotary table 114 can be stopped, a BOP on the surface (not shown) can be activated, and then the control unit 140 can send the signal to cause the safety devices 167 to be triggered. In short, thanks to the possibility of high-speed communication through e.g. cabled pipes, the correct sequencing of a kick-induced shutdown can be controlled from the surface in real time.

[0024] En slik sikkerhetsanordning kan også bli anvendt ved slamtap for å stenge av ringrommet og hindre en underbalansert tilstand som gjør borehullet instabilt eller utløser et spark. [0024] Such a safety device can also be used in case of mud loss to shut off the annulus and prevent an underbalanced condition that makes the borehole unstable or triggers a kick.

[0025] Figur 2 er et flytdiagram som viser en fremgangsmåte ifølge en utførelses-form. I trinn 200 overvåkes gjeldende boreforhold av sensorer anordnet på eller i nærheten av bunnhullsenheten i en borestreng. Forholdene kan for eksempel omfatte strømningsmengden av eller sammensetningen til boreslammet og hydrostatisk trykk i formasjonen, for å nevne noen. I trinn 202 sendes boreforholdene til overflaten. På overflaten gis boreforholdene til en styreenhet som angitt i trinn 204. Det må forstås at styreenheten kan befinne seg på samme sted som eller fjernt fra stedet hvor boringen utføres. Nærmere bestemt kan styreenheten befinne seg fjernt fra boreriggen i en utførelsesform. [0025] Figure 2 is a flowchart showing a method according to an embodiment. In step 200, current drilling conditions are monitored by sensors located on or near the downhole assembly in a drill string. The conditions may include, for example, the flow rate or composition of the drilling mud and hydrostatic pressure in the formation, to name a few. In step 202, the drilling conditions are sent to the surface. On the surface, the drilling conditions are given to a control unit as indicated in step 204. It must be understood that the control unit can be at the same location as or distant from the location where the drilling is performed. More specifically, the control unit may be remote from the drilling rig in one embodiment.

[0026] Uansett hvor styreenheten befinner seg besluttes det i trinn 206 at en nedihulls sikkerhetsanordning anordnet langs borestrengen skal utløses. Denne beslutningen kan bli tatt enten av en operatør, helautomatisk av styreenheten gjennom en ekspertsystemløsning, eller kombinasjoner av operatørbestemt og automatisk styring. I trinn 208 gis minst én andre del av boresystemet (f.eks. rotasjonsbordet) en kommando for å bevirke den til å variere sin virkemåte (f.eks. stanse). Etter at trinn 208 er avsluttet, sendes i trinn 210 en aktiveringskommando fra styreenheten til nedihulls-sikkerhetsanordningen. I noen tilfeller overvåkes nedihullsforhold videre for å avgjøre om aktiveringskommandoen oppnådde det ønskede resultatet eller om ytterligere sikkerhetsanordninger må utløses eller andre tiltak iverksettes. [0026] Regardless of where the control unit is located, it is decided in step 206 that a downhole safety device arranged along the drill string should be triggered. This decision can be made either by an operator, fully automatically by the control unit through an expert system solution, or combinations of operator-determined and automatic control. In step 208, at least one other part of the drilling system (eg, the rotary table) is given a command to cause it to vary its operation (eg, stop). After step 208 is completed, in step 210 an activation command is sent from the control unit to the downhole safety device. In some cases, downhole conditions are further monitored to determine whether the activation command achieved the desired result or whether additional safety devices need to be triggered or other measures taken.

[0027] Elementer i utførelsesformene har blitt introdusert med ubestemte entalls-former. Entallsformen er ment å forstås som at det kan være ett eller flere av elementene. Ord som "innbefatter", "omfatter", "inkluderer", "har" og "med" og liknende er ment inkluderende slik at det kan være ytterligere elementer utover de angitte elementene. Konjunksjonen "eller", når den anvendes med en opplisting av minst to elementer, er ment å bety et hvilket som helst element eller en hvilken som helst kombinasjon av elementer. Ordenstallene "første", "andre" og "tredje" anvendes for å skille elementer og anvendes ikke for å angi en bestemt rekke-følge. [0027] Elements in the embodiments have been introduced with indefinite singular forms. The singular form is intended to be understood as one or more of the elements. Words such as "includes", "comprises", "includes", "has" and "with" and the like are intended to be inclusive so that there may be additional elements beyond the specified elements. The conjunction "or", when used with a listing of at least two items, is intended to mean any item or any combination of items. The ordinal numbers "first", "second" and "third" are used to separate elements and are not used to indicate a specific order.

[0028] Det vil forstås at de forskjellige komponenter eller teknologier kan mulig-gjøre bestemte nødvendige eller nyttige funksjoner eller trekk. Disse funksjonene og trekkene, som kan være nødvendige i støtte for de vedføyde kravene og variasjoner av disse, skal derfor forstås som naturlig innlemmet som en del av idéene her og en del av den viste oppfinnelsen. [0028] It will be understood that the various components or technologies can enable certain necessary or useful functions or features. These functions and features, which may be necessary in support of the appended claims and variations thereof, shall therefore be understood as naturally incorporated as part of the ideas herein and part of the shown invention.

[0029] Selv om oppfinnelsen har blitt beskrevet med støtte i eksempler på utførelser, vil det forstås at forskjellige endringer kan gjøres og at ekvivalenter kan bli anvendt i stedet for elementer i disse uten å fjerne seg fra oppfinnelsens ramme. I tillegg vil mange modifikasjoner sees for å tilpasse et gitt instrument, scenario eller materiale til idéene i oppfinnelsen uten å fjerne seg fra dennes ramme. Det er derfor meningen at oppfinnelsen ikke skal begrenses til den konkrete utførelsesformen omtalt som den forventet beste måte å realisere denne oppfinnelsen, men at oppfinnelsen skal inkludere alle utførelsesformer som faller innenfor rammen til de vedføyde kravene. [0029] Although the invention has been described with support in examples of embodiments, it will be understood that various changes can be made and that equivalents can be used instead of elements therein without departing from the scope of the invention. In addition, many modifications will be seen to adapt a given instrument, scenario or material to the ideas in the invention without removing themselves from its framework. It is therefore intended that the invention should not be limited to the specific embodiment referred to as the expected best way to realize this invention, but that the invention should include all embodiments that fall within the scope of the appended claims.

Claims

1. Drilling system for drilling a borehole, comprising; a drill string comprising a downhole assembly and a telemetry system coupled together; a communication device connected to the drill string arranged to send sensor data to and receive control data from a control unit located somewhere on the surface, through the telemetry system; a sensor connected to the drill string, the sensor providing the sensor data to the communication device; and a downhole safety device connected to the drill string and in functional communication with the communication device, the downhole safety device being arranged to trigger or initiate upon receipt of an activation signal initiated by the control unit.

2. Drilling system according to claim 1, where the sensor senses one of: formation pressure in a formation surrounding the borehole, mud flow and mud composition, or combinations thereof.

3. Drilling system according to claim 1, where the downhole safety device comprises a blowout protection.

4. Drilling system according to claim 1, where the activation signal is initiated automatically.

5. Drilling system according to claim 1, where the activation signal is initiated relative to a second signal which causes another part of the drilling system to vary its mode of operation, where the activation signal is formed based on the sensor data.

6. Drilling system according to claim 5, where the activation signal and the second signal are initiated in a predetermined coordinated manner.

7. Drilling system according to claim 5, where the second part is a drill string actuator.

8. Drilling system according to claim 5, where the second part is a blowout protection on the surface.

9. A method of tripping a downhole safety device in a drilling system, the method comprising the steps of: obtaining information indicating wellbore conditions at a downhole location; send the information to a control unit on the surface; decide or determine that the downhole safety device shall be triggered or actuated; sending a trip signal through a telemetry system to the downhole safety device; and tripping or activating the downhole safety device using the trip signal.

10. Method according to claim 9, where the downhole safety device is a blowout safety device.

11. Method according to claim 9, further comprising the step of: sending a variation signal to another part of the drilling system which causes the other part to vary its mode of operation, where the variation signal is sent relative to the trigger signal.

12. Method according to claim 11, where the variation signal and the trigger signal are introduced in a predetermined coordinated manner.

13. Method according to claim 11, where the second part is a drill string actuator.

14. Method according to claim 11, where the second part is a blowout protection on the surface.

15. System according to claim 1, where the telemetry system includes a plurality of joined together cabled pipe parts.