NO326093B1 - "Fremgangsmate og system for a styreoperasjonstrykk i et underjordisk borehull". - Google Patents
"Fremgangsmate og system for a styreoperasjonstrykk i et underjordisk borehull". Download PDFInfo
- Publication number
- NO326093B1 NO326093B1 NO20040509A NO20040509A NO326093B1 NO 326093 B1 NO326093 B1 NO 326093B1 NO 20040509 A NO20040509 A NO 20040509A NO 20040509 A NO20040509 A NO 20040509A NO 326093 B1 NO326093 B1 NO 326093B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- borehole
- tubular member
- error signal
- pressure
- signal
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 13
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 23
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 18
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 18
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 17
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 claims description 15
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 14
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 9
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 238000009795 derivation Methods 0.000 claims 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 11
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 7
- 210000000056 organ Anatomy 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 4
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000004540 process dynamic Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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 OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/02—Valve arrangements for boreholes or wells in well heads
- E21B34/025—Chokes or valves in wellheads and sub-sea wellheads for variably regulating fluid flow
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Feedback Control In General (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
- Control Of Fluid Pressure (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Control Of Position, Course, Altitude, Or Attitude Of Moving Bodies (AREA)
- Flow Control (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Description
Bakgrunn
Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt underjordiske borehull og spesielt systemer for regulering av driftstrykk i underjordiske borehull.
Det vises til fig. 1 hvor en typisk olje- eller gass-brønn 10 innbefatter et borehull 12 som gjennomskjærer en undergrunnsformasjon 14 og innbefatter en bo-rehullsforing 16. Under drift av brønnen 10 kan et borerør 18 være plassert inne i borehullet 12 for å injisere fluider slik som f.eks. boreslam inn i borehullet. Som fagkyndig på området vil innse, kan enden av borerøret 18 innbefatte en borkrone og det injiserte boreslam kan brukes til å kjøle borkronen og fjerne partikler boret bort ved hjelp av borkronen. En slamtank 20 som inneholder en forsyning med boreslam, kan være driftsmessig koplet til en slampumpe 22 for injisering av boreslam met inn i borerøret 18. Ringrommet 24 mellom foringsrøret 16 og borerøret 18 kan være forseglet på konvensjonell måte ved f.eks. å benytte en roterende tetning 26. For å regulere driftstrykket inne i brønnen 10 slik som f.eks. innenfor akseptable områder, kan en strupeventil 28 være operativt koplet til ringrommet 24 mellom brønnforingen 16 og borerøret 18 for regulerbart å tappe trykksatte fluidmaterialer ut av ringrommet 24 tilbake til slamtanken 20 for derved å skape mottrykk inne i borehullet 12. Strupeventilen 28 er manuelt styrt av en menneskelig operatør 30 for å opprettholde ett eller flere av følgende driftstrykk inne i brøn-nen 10 innenfor akseptable områder: (1) driftstrykket i ringrommet 24 mellom brønnforingen 16 og borerøret 18 - vanligvis kalt foringsrørtrykket (CSP);
(2) driftstrykket inne i borerøret 18 - vanligvis referert til som borerørstrykket (DPP); og (3) driftstrykket inne i bunnen av borehullet 12 - vanligvis referert til som bunnhullstrykket (BHP). For å lette den manuelle, menneskelige styring 30 av CSP, DPP og BHP kan sensorer, henholdsvis 32a, 32b og 32c, være anordnet inne i brønnen 10, som tilveiebringer signaler som er representative for de aktuelle verdier av CSP, DDP og/eller BHP for visning på et konvensjonelt visningspanel 34. Sensorene 32a og 32b for avføling av henholdsvis CSP og DPP er vanligvis posisjonert henholdsvis inne i ringrommet 24 og borerøret 18 i nærheten av en overflateposisjon. Operatøren 30 kan visuelt observere ett av de flere driftstrykk CSP, DPP og/eller BHP ved å bruke visningspanelet 34 og forsøke manuelt å holde driftstrykket innenfor forutbestemte, akseptable grenser ved manuelt å regulere strupeventilen 28. Hvis CSP, DPP og/eller BHP ikke blir holdt innenfor akseptable grenser, så kan en undergrunnsutblåsing inntreffe og derved potensielt skade produksjonssonene inne i undergrunnformasjonen 14. Den manuelle opera-tørregulering 30 av CSP, DPP og/eller BHP er unøyaktig, upålitelig og uforutsig-bar. Undergrunnsutblåsinger inntreffer følgelig og minsker dermed den kommersi-elle verdi av mange olje- og gass-brønner.
US 4.253.530 anses for å være bakgrunnsteknikk og vedrører en anordning og en fremgangsmåte for å regulere ett eller flere driftstrykk i et borehull forsynt med rør. Anordningen omfatter en tetningsanordning som tetter et ringrommet mellom rør og borehullsveggen, en pumpe for samt en automatisk strupeventil som styrer fluidstrømning. US 3.550.696, NO 311.450 B1 og US 5.370.916 angir liknende løsninger og kan likeledes anses for å være bakgrunnsteknikk.
Foreliggende oppfinnelse er rettet mot å overvinne én eller flere av be-grensningene ved de eksisterende systemer for regulering av driftstrykk i underjordiske borehull.
Oppsummering
I henhold til en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse er det tilveiebrakt en fremgangsmåte for regulering av ett eller flere driftstrykk i et underjordisk borehull som innbefatter et rørformet organ anordnet inne i borehullet som definerer et ringrom mellom det rørformede organ og borehullet, et tetningsorgan for tetning av ringrommet mellom det rørformede organ og borehullet, en pumpe for å pumpe fluidmaterialer inn i det rørformede organ og en automatisk strupeventil for på regulerbar måte å tappe fluidmaterialer ut av ringrommet mellom det rørformede organ og borehullet, hvor fremgangsmåten omfatter å avføle et driftstrykk inne i det rørformede organ og generere et aktuelt trykksignal for det rørformede organ som er representativt for det aktuelle driftstrykk inne i det rørformede organ, å sammenligne det aktuelle trykksignal for det rørformede organ med et måltrykksignal for det rørformede organ som er representativt for et måldriftstrykk inne i det rør-formede organ, og å generere et feilsignal som er representativt for differansen mellom det aktuelle trykksignal for det rørformede organ og måltrykksignalet for det rørformede organ, og å behandle feilsignalet for å generere et settpunkt-trykksignal for regulering av driften av den automatiske strupeventil.
De foreliggende utførelsesformer av oppfinnelsen tilveiebringer et antall for-deler. Muligheten til å regulere DPP muliggjør f.eks. også regulering av BHP. Bruken av en PID-styringsenhet som har forsinkelseskompensasjon og/eller fremoverregulering forbedrer videre de driftsmessige egenskapene og nøyaktigheten til styresystemet. Overvåkningen av den transiente systemrespons og modellering av den totale overføringsfunksjon for systemet gjør det i tillegg mulig for driften av PID-styringsenheten å bli ytterligere justert for å reagere på forstyrrelser i systemet. Bestemmelsen av konvergens, divergens eller stabil tilstandsforskyvning mellom systemets totale overføringsfunksjon og de regulerte variable tillater til slutt ytterligere justering av PID-styringsenheten for å muliggjøre forbedrede responskarakteristikker for styresystemet.
Kort beskrivelse av tegningene
Fig. 1 er en skjematisk illustrasjon av en utførelsesform av en konvensjonell olje- eller gass-brønn. Fig. 2 er en skjematisk illustrasjon av en utførelsesform av et system for regulering av driftstrykkene i en olje- eller gass-brønn. Fig. 3 er en skjematisk illustrasjon av en utførelsesform av den automatiske strupeventil i systemet på fig. 2. Fig. 4 er en skjematisk illustrasjon av en utførelsesform av styresystemet i systemet på fig. 2. Fig. 5 er en skjematisk illustrasjon av en annen utførelsesform av et system for regulering av driftstrykkene i en olje- eller gass-brønn. Fig. 6 er en skjematisk illustrasjon av en annen utførelsesform av et system for regulering av driftstrykkene i en olje- eller gass-brønn. Fig. 7 er en skjematisk illustrasjon av en annen utførelsesform av et system for regulering av driftstrykkene i en olje- eller gass-brønn. Fig. 8 er en skjematisk illustrasjon av en annen utførelsesform av et system for regulering av driftstrykkene i en olje- eller gass-brønn.
Beskrivelse av de foretrukne utførelsesformer
Det vises til fig. 2-4, hvor henvisningstall 100 generelt refererer til en utførel-sesform av et system for regulering av driftstrykkene i olje- eller gass-brønnen 10 som innbefatter en automatisk strupeventil 102 for på regulerbar måte å tappe de trykksatte fluider fra ringrommet 24 mellom brønnforingsrøret 16 og borerøret 18 til slamtanken 20 for derved å skape et mottrykk inne i borehullet 12, og et styresys-tem 104 for å styre driften av den automatiske strupeventil.
Som illustrert på fig. 3, innbefatter den automatiske strupeventilen 102 et bevegelig ventilelement 102a som definerer en kontinuerlig varierbar strømnings-bane som er avhengig av posisjonen til ventilelementet 102a. Posisjonen til ventilelementet 102a blir styrt av et første trykkstyresignal 102b og et motsatt, annet trykkstyresignal 102c. I et utførelseseksempel er det første trykkstyresignal 102b representert ved et fastsatt punkttrykk (SPP, set point pressure) som blir generert av styresystemet 104, og det annet trykkstyresignal 102c er representativt for CSP. Hvis CSP er større enn SPP, blir på denne måten trykksatte fluidmaterialer i ringrommet 24 i brønnen 10 tappet inn i slamtanken 20. Hvis derimot CSP er lik eller lavere enn SPP, så blir de trykksatte fluidmaterialene inne i ringrommet 24 i brønnen 10 ikke tappet inn i slamtanken 20. På denne måten utgjør den automatiske strupeventilen 102 en trykkregulator som styrbart kan tappe trykkfluider fra ringrommet 24 og derved også på regulerbar måte skape mottrykk i borehullet 12. I et utførelseseksempel er den automatiske strupeventilen 102 videre anordnet hovedsakelig som beskrevet i US-patent nr. 6,253,787.
Som vist på fig. 4, innbefatter styresystemet 104 en konvensjonell luftforsy-ning 104a som er operativt koplet til en konvensjonell, manuelt betjent lufttrykkre-gulator 104b for å regulere driftstrykket til luftforsyningen. En menneskelig opera-tør 104c kan manuelt justere lufttrykkregulatoren 104b for å generere et pneumatisk, fastsatt punkttrykk SPP. Det pneumatiske SPP blir så konvertert til et hydraulisk SPP ved hjelp av en konvensjonell pneumatisk/hydraulisk-trykkomformer 104d. Det hydrauliske SPP blir så brukt til å styre driften av den automatiske strupeventilen 102.
Systemet 100 gjør det således mulig å regulere CSP automatisk av den menneskelige operatør 104c som velger det ønskede SPP. Den automatiske strupeventil 102 regulerer så CSP som en funksjon av det valgte SPP.
Det vises til fig. 5, hvor en alternativ utførelsesform av et system 200 for regulering av driftstrykkene inne i olje- eller gass-brønnen 10 innbefatter en visuell tilbakemelding 202 for en menneskelig operatør som overvåker den aktuelle DPP-verdi inne i borerøret 18 ved å benytte visningspanelet 34. Den aktuelle DPP-verdi blir så avlest av den menneskelige operatør 202 og sammenlignet med en forutbestemt DPP-målverdi av den menneskelig operatør for å bestemme feilen i det aktuelle DPP. Styresystemet 104 kan så manuelt betjenes av en menneskelig operatør for å justere SPP som en funksjon av feilstørrelsen i det aktuelle DPP. Det justerte SPP blir så behandlet av den automatiske strupeventil 102 for å regulere det aktuelle CSP. Det aktuelle CSP blir så behandlet av brønnen 10 for å justere det aktuelle DPP. Systemet 200 holder derfor det aktuelle DPP innenfor et forutbestemt område med akteptable verdier. Fordi det videre er en nærmere korre-lasjon mellom DPP og BHP enn mellom CSP og BHP, er systemet 200 i stand til å regulere bunnhullstrykket BHP mer effektivt enn systemet 100.
Det vises til fig. 6 hvor en annen alternativ utførelsesform av et system 100 for regulering av driftstrykkene inne i olje- eller gass-brønnen 10 innbefatter en sensor-tilbakekopling 302 som overvåker den aktuelle DPP-verdi inne i borerøret 18 ved å bruke utgangssignalet fra sensoren 32b. Den aktuelle DPP-verdi som leveres av sensor-tilbakekoplingen 302, blir så sammenlignet med DPP-målverdien for å generere en DPP-feil som blir behandlet ved hjelp av en regulator 304 med proporsjonal integral- og derivatfunksjon (PID-regulator) for å generere et hydraulisk SPP.
Som en vanlig fagkyndig på området vil forstå, innbefatter en PID-regulator forsterkningskoeffisienter, Kp, Ki og Kd, som blir multiplisert med henholdsvis feilsignalet, integralet til feilsignalet og derivatet av feilsignalet. I et utførelseseksem-pel innbefatter PID-regulatoren 304 også en forsinkelseskompensator og/eller en fremoverregulering. I et utførelseseksempel er forsinkelseskompensatoren innrettet for å: (1) kompensere for forsinkelser som skyldes dynamikken til brønnfluid-trykket (dvs. en trykksvingningstid-forsinkelse (PTT-forsinkelse)); og/eller (2) kompensere for forsinkelser som skyldes responsforsinkelsen mellom inngangen til den automatiske strupeventil 102 (dvs. den numeriske inn-verdi for SPP tilveiebrakt av PID-regulatoren 304) og utgangen fra den automatiske strupeventil (dvs. det resulterende CSP). PTT-verdien refererer til den tid en trykkpuls generert av åpningen eller lukkingen av den automatiske strupeventil 102 bruker for å forplan-te seg ned gjennom ringrommet 24 og tilbake opp gjennom innsiden av borerøret 18 før den manifesterer seg ved å endre DPP-verdien på overflaten. PTT varierer videre f.eks. som en funksjon av: (1) driftstrykkene i brønnen 10; (2) trykksving-ningsfluidets volum, type og dispergering; (3) typen og tilstanden til slammet; og (4) typen av og tilstanden til undergrunnsformasjonen 14.
Som vanlige fagkyndige på området vil forstå, refererer fremoverregulering til et reguleringssystem hvor settpunktendringer eller forstyrrelser i driftsmiljøet kan forutsies og behandles uavhengig av feilsignalet før de kan påvirke prosessdyna-mikken på ugunstig måte. I et utførelseseksempel forutsier fremoverreguleringen endringer i SPP og/eller forstyrrelsene i driftsmiljøet for brønnen 10.
Det hydrauliske SPP blir så behandlet av den automatiske strupeventil 102 for å styre det aktuelle CSP. Det aktuelle CSP blir så behandlet av brønnen 10 for å justere det aktuelle DPP. Systemet 300 holder således det aktuelle DPP innenfor et forutbestemt område med akseptable verdier. Fordi PID-regulatoren 304 i systemet 300 er mer følsom, nøyaktig og pålitelig enn styresystemet 104 i systemet 200, er systemet 300 videre i stand til å regulere DPP og BHP mer effektivt enn systemet 200.
Det vises til fig. 7 hvor en utførelsesform av et adaptivt system 400 for regulering av driftstrykkene i olje- eller gass-brønnen 10 innbefatter en sensortilbakekopling 402 som overvåker den aktuelle DPP-verdi inne i borerøret 18 ved å benytte et utgangssignal fra sensoren 32b. Den aktuelle DPP-verdi som leveres av sensortilbakekoplingen 402, blir så sammenlignet med DPP-målverdien for å generere en DPP-feil som blir behandlet av en proporsjonal integral- og derivat-regulator (PID-regulator) 404 for å generere et hydraulisk SPP. I et utførelseseksempel innbefatter PID-regulatoren 404 videre en forsinkelseskompensator og/eller en fremoverregulering. I et utførelseseksempel er forsinkelseskompensatoren rettet mot: (1) å kompensere for forsinkelser som skyldes trykkdynamikken til borehullsfluidet (dvs. den transiente trykktidsforsinkelse); og/eller (2) å kompensere for forsinkelser som skyldes reaksjonsforsinkelsen mellom innmatingen til den automatiske strupeventil 102 (dvs. den numeriske inngangsverdi for SPP som leveres av PID-regulatoren 404) og en utgang fra den automatiske strupeventil (dvs. det resulterende CSP). I et utførelseseksempel forutser f removerreguleringen endringer i SPP og/eller forstyrrelser i driftsmiljøet for brønnen 10.
Det hydrauliske SPP blir så behandlet av den automatiske strupeventil 102 for å regulere det aktuelle CSP. Det aktuelle CSP blir så behandlet av brønnen 10 for å justere det aktuelle DPP. En identifikasjons- og/eller reguleringsblokk 406 for måling av trykksvingningstiden (PTT) overvåker det aktuelle CSP og/eller DPP for: (1) å kvantifisere de regulerte parametere for systemet 400 basert på tidligere inn-og ut-responser for å bestemme den transiente oppførselen til CSP og/eller DPP; og/eller (2) å bestemme PTT.
Identifikasjons- og/eller PTT-målingene blir så behandlet ved hjelp av en omformings- og beslutnings-styreblokk 408 for adaptivt å modifisere forsterknings-koeffisienten til PID-regulatoren 404. Spesielt behandler omformings- og beslutnings-styreblokken 408 identifikasjonen og/eller PTT-målingene som leveres av identifikasjons- og/eller PTT-målestyringsblokken 406 for å generere en modell over den totale overføringsfunksjon for systemet 400 og bestemme hvordan mod-ellen kan modifiseres for å forbedre systemets totale ytelse. Forsterkningskoeffisientene til PID-regulatoren 404 blir så justert ved hjelp av omformings- og beslutnings-styreblokken 408 for å forbedre systemets totalytelse.
I et utførelseseksempel utgjøres PID-regulatoren 404, identifkasjons- og/eller PTT-målestyreblokken 406 og omformings- og beslutnings-styreblokken 408 av en programmerbar styringsenhet som implementerer tilsvarende reguleringspro-gramvare og innbefatter konvensjonelle inn- og ut-signalbehandling slik som f.eks. digital/analog- og analog/digital-omforming (D/A- og A/D) -omforming.
Systemet 400 karakteriserer således den transiente oppførselen til CSP og/eller DPP og oppdaterer så modelleringen av systemets totale overføringsfunk-sjon (transferfunksjon) basert på den oppdaterte modell av systemets 400 totale overføringsfunksjon, modifiserer systemet 400 så forsterkningskoeffisientene til PID-regulatoren 404 for optimalt å regulere DPP og BHP. På denne måten er systemet 400 meget effektivt til adaptiv regulering av DPP og BHP for derved å reagere på forstyrrelser 410 som kan virke på brønnen 10.
Det vises til fig. 8, hvor en alternativ utførelsesform av et adaptivt system 500 for regulering av driftstrykkene i olje- eller gass-brønnen 10 innbefatter en sensortilbakekopling 502 som overvåker den aktuelle DPP-verdi inne i borerøret 18 ved å benytte utgangssignalet fra sensoren 32b. Den aktuelle DPP-verdi som leveres av sensortilbakekoplingen 502, blir så sammenlignet med DPP-målverdien for å generere en DPP-feil som blir behandlet av en proporsjonal integral- og deri-vatregulator 504 (PID-regulator) for å generere et hydraulisk SPP. I et utførelses-eksempel innbefatter PID-regulatoren 504 videre en forsinkelseskompensator og/eller en fremoverregulering. I et utførelseseksempel er forsinkelseskompensatoren innrettet for: (1) å kompensere for forsinkelser som skyldes trykkdynamikk i borehullsfluidet (dvs. transiente trykktidsforsinkelser); og/eller (2) å kompensere for forsinkelser som skyldes reaksjonsforsinkelsen mellom inngangen til den automatiske strupeventil 102 (dvs. den numeriske inn-verdi for SPP som leveres av PID-regulatoren 504) og utgangen fra den automatiske strupeventil (dvs. det resulterende CSP). I et utførelseseksempel forutser fremoverreguleringen endringer i SPP og/eller forstyrrelser i driftsmiljøet for brønnen 10.
Det hydrauliske SPP blir så behandlet av den automatiske strupeventil 102 for å regulere det aktuelle CSP. Det aktuelle CSP blir så behandlet av brønnen 10 for å justere det aktuelle DPP. En identifikasjons- og/eller styreblokk 506 for transiente trykktidsmålinger (PTT-målinger) er også tilveiebrakt, som overvåker det aktuelle CSP og/eller DPP for: (1) å kvantifisere parameterne i systemet 500 som er relatert til den transiente oppførselen til systemet; og/eller (2) å bestemme PTT.
Identifikasjons- og/eller PTT-målingene blir så behandlet ved hjelp av en omformings- og beslutnings-styreblokk 508 for adaptivt å modifisere forsterknings-koeffisienten til PID-regulatoren 504. Spesielt behandler omformings- og beslutnings-styreblokken 508 identifikasjons- og/eller PTT-målingene som leveres av identifkasjons- og/eller PTT-målestyreblokken 504 for å generere en modell over den totale overføringsfunksjon for systemet 500 og for å bestemme hvordan en modell kan modifiseres for å forbedre systemets totale ytelse. Forsterkningskoeffisientene til PID-regulatoren 504 blir så justert ved hjelp av omformings- og beslutnings-styreblokken 508 for å forbedre systemets totale ytelse.
En estimerings-, konvergens- og verifiserings-styreblokk 510 er også anordnet som overvåker den aktuelle BHP-verdi ved å bruke utgangssignalet fra sensoren 32c til å sammenligne systemets 500 teoretiske respons med systemets aktuelle respons og derved bestemme om systemets teoretiske respons konvergerer mot eller divergerer fra systemets aktuelle respons. Hvis estimerings-, konvergens- og verifiserings-styreblokken 510 bestemmer at det er konvergens, divergens eller en stabil tilstand mellom den teoretiske og aktuelle responsen til systemet 500, så kan estimerings-, konvergens- og verifiserings-styreblokken så modifisere driften av PID-regulatoren 504 og omformings- og beslutnings-styreblokken 508.
I et utførelseseksempel utgjøres PID-regulatoren 504, identifiserings- og/eller PTT-målestyreblokken 506, omformings- og beslutnings-styreblokken 508 og estimerings-, konvergens- og verifiserings-styreblokken 510 av en programmerbar styreenhet som implementerer tilsvarende styringsprogramvare og innbefatter konvensjonell inn- og ut-signalbehandling slik som f.eks. D/A- og A/D-omforming.
Systemet 500 karakteriserer derfor den transiente oppførselen til CSP og/eller DPP og oppdaterer så modelleringen av den totale overføringsfunksjonen til systemet. Basert på den oppdaterte modell for systemets totale overføringsfunk-sjon eller transferfunksjon, modifiserer systemet 500 så forsterkningskoeffisientene for PID-regulatoren 504 for optimalt å regulere DPP og BHP. Systemet 500 regulerer videre forsterkningskoeffisientene til PID-regulatoren 504 og modelleringen av systemets totale overføringsfunksjon som en funksjon av konvergente, divergente eller stabile forskyvninger mellom den teoretiske og aktuelle responsen til systemet. På denne måte blir systemet 500 mer effektivt ved adaptiv regulering av DPP og BHP for derved å reagere på forstyrrelser eller svingninger 512 som kan virke på brønnen 10, enn systemet 400.
Som vanlig fagkyndig på området vil forstå, etter å ha lest foreliggende beskrivelse, er operasjonen med å plassere et rørorgan i et underjordisk borehull vanlig for dannelsen og/eller driften av f.eks. olje- og gass-brønner, gruveganger, konstruksjonsmessige underjordiske bæreorganer og underjordiske rørledninger. Som også vanlig fagkyndig på området vil forstå, etter å ha lest den foreliggende beskrivelse, må videre driftstrykkene i underjordiske konstruksjoner som f.eks. olje- og gass-brønner, gruveganger, underjordiske konstruksjons-bæreanordnin-ger og underjordiske rørledninger vanligvis reguleres før, under og etter at de er dannet. Læren i henhold til foreliggende beskrivelse kan således brukes til å regulere driftstrykkene inne i underjordiske konstruksjoner slik som f.eks. olje- og gass-brønner, gruveganger, konstruksjonsmessige undergrunnsbæreanordninger og underjordiske rørledninger.
De foreliggende utførelsesformer av oppfinnelsen tilveiebringer et antall for-deler. Evnen til å regulere DPP muliggjør f.eks. også regulering av BHP. Bruken av en PID-regulator som har forsinkelseskompensering og/eller fremoverregulering forbedrer også de driftsmessige egenskapene og nøyaktigheten til styresystemet. Overvåkningen av systemets transientsrespons og modelleringen av systemets totale overføringsfunksjon muliggjør videre at driften av PID-regulatoren kan justeres ytterligere for å reagere på forstyrrelser i systemet. Bestemmelsen av konvergente, divergente eller stabile tilstandsendringer mellom systemets totale overføringsfunksjon og de regulerte variable, muliggjør videre justering av PID-regulatoren for å muliggjøre forbedrede responskarakteristikker.
Man vil forstå at varianter av de foran beskrevne utførelsesformer kan gjø-res uten å avvike fra oppfinnelsens ramme. En hvilken som helst strupeventil som er i stand til å bli styrt med et settpunktsignal, kan f.eks. brukes i systemene 100, 200, 300, 400 og 500. Den automatiske strupeventil 102 kan videre styres ved hjelp av en pneumatisk, hydraulisk, elektrisk og/eller hybrid drivanordning og kan motta og behandle pneumatiske, hydrauliske, elektriske og/eller hybride settpunkt-og styre-signaler. I tillegg kan den automatiske strypeventilen 102 også innbefatte en innebygd regulator som tilveiebringer i det minste en del av den gjenværende reguleringsfunksjonaliteten til systemene 300, 400 og 500. Videre kan PID-regula-torene 304, 404 og 504 og styreblokkene 406, 408, 506, 508 og 510 f.eks. være analoge, digitale eller en hybrid av analoge og digitale, og kan være implementert f.eks. ved å benytte en programmerbar universaldatamaskin, eller en brukerspesi-fikk integrert krets. Som diskutert ovenfor kan endelig beskrivelsene av systemene 100, 200, 300, 400 og 500 anvendes på regulering av driftstrykkene inne i et hvil-ket som helst borehull som er dannet inne i jorden, innbefattende f.eks. en olje-eller gass-produksjonsbrønn, en underjordisk rørledning, en gruvegang, eller andre underjordiske strukturer hvor det er ønskelig å regulere driftstrykkene.
Selv om illustrerende utførelsesformer av oppfinnelsen er blitt vist og beskrevet, kan det tenkes et bredt område med modifikasjoner, endringer og utskift-ninger i den foregående beskrivelse. I noen tilfeller kan visse trekk ved foreliggende oppfinnelse anvendes uten en tilsvarende bruk av andre trekk. Følgelig er det riktig at de vedføyde patentkrav skal gi et bredt omfang på en måte som er i samsvar med oppfinnelsens siktepunkt.
Claims (14)
1. Fremgangsmåte for regulering av ett eller flere driftstrykk i et underjordisk borehull (10) som innbefatter et rørformet organ (18) posisjonert inne i borehullet (10) som definerer et ringrom (24) mellom det rørformede organ (18) og borehullet (10), et tetningsorgan (26) for å forsegle ringrommet (24) mellom det rørformede organ (18) og borehullet (10), en pumpe (22) for å pumpe fluidmaterialer inn i det rørformede organ (18), og en automatisk strupeventil (102) for regulerbart å tappe fluidmaterialer ut av ringrommet (24) mellom det rørformede organ (18) og borehullet (10),
karakterisert ved: å avføle et driftstrykk i det rørformede organ (18) og generere et aktuelt trykksignal for det rørformede organ (18) som er representativt for det aktuelle driftstrykk i det rørformede organ (18); å sammenligne det aktuelle trykksignal for det aktuelle rørformede organ (18) med et måltrykksignal for det rørformede organ (18) som er representativt for et driftsmåltrykk i det rørformede organ (18), og å generere et feilsignal som er representativt for forskjellen mellom det aktuelle trykksignal i det rørformede organ (18) og måltrykksignalet for det rørformede organ (18); og å behandle feilsignalet for å generere et settpunkt-trykksignal for regulering av driften av den automatiske strupeventil (102).
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor behandlingen av feilsignalet omfatter: å multiplisere feilsignalet med en forsterkning KP; å integrere feilsignalet og multiplisere integralet av feilsignalet med en forsterkning Ki; og å derivere feilsignalet og multiplisere derivatet av feilsignalet med en forsterkning Kp.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor behandlingen av feilsignalet omfatter: å kompensere for en tidsforsinkelse, å forutse endringer i måltrykksignalet for det rørformede organ (18), eller å forutse forstyrrelser i borehullet (10).
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende: å bestemme en transient respons for én eller flere driftsparametere i borehullet (10); å modellere overføringsfunksjonen til borehullet (10) som en funksjon av den bestemte transiente respons; og å modifisere behandlingen av feilsignalet som en funksjon av den modellerte overføringsfunksjonen til borehullet (10).
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, hvor driftsparameteme omfatter: det aktuelle driftstrykk i det rørformede organ (18), et aktuelt driftstrykk inne i ringrommet (24) mellom det rørformede organ (18) og borehullet (10), eller et transient tidstrykk.
6. Fremgangmåte ifølge krav 4, videre omfattende: å bestemme et aktuelt driftstrykk ved bunnen av borehullet (10); å sammenligne driftstrykket ved bunnen av borehullet (10) med en teoretisk verdi av driftstrykket inne i borehullet (10) generert ved hjelp av borehullets (10) modellerte overføringsfunksjon; og å modifisere behandlingen av feilsignalet som en funksjon av sammenligningen.
7. System for regulering av ett eller flere driftstrykk i et underjordisk borehull (10) som innbefatter et rørformet organ (18) posisjonert inne borehullet (10) og som definerer et ringrom (24) mellom det rørformede organ (18) og borehullet (10), et tetningsorgan (26) for å forsegle ringrommet (24) mellom det rørformede organ (18) og borehullet (10), en pumpe (22) for å pumpe fluidmaterialer inn i det rørformede organ (18), og en automatisk strupeventil (102) for på regulerbar måte å tappe fluidmaterialer ut av ringrommet (24) mellom det rørformede organ (18) og borehullet (18),
karakterisert ved: en sensor (32b) for å måle et driftstrykk inne i det rørformede organ (18) og generere et aktuelt trykksignal for det rørformede organ (18) som er representativt for det aktuelle driftstrykk inne i det rørformede organ (18); en komparator for å sammenligne det aktuelle trykksignal i det rørformede organ (18) med et måltrykksignal for det rørformede organ (18) som er representativt for et driftsmåltrykk i det rørformede organ (18), og å generere et feilsignal som er representativt for differansen mellom det aktuelle trykksignal i det rørformede organ (18) og måltrykksignalet for det rørformede organ (18); og en prosessor (300, 400, 500) for å behandle feilsignalet og for å generere et settpunkt-trykksignal for å regulere driften av den automatiske strupeventil (102).
8. System ifølge krav 7, hvor prosessoren omfatter: en multipliserer for å multiplisere feilsignalet med en forsterkning KP; en integrator for å integrere feilsignalet og multiplisere integralet av feilsignalet med en forsterkning Ki; og en deriveringsanordning for å derivere feilsignalet og multiplisere derivatet av feilsignalet med en forsterkning Kp.
9. System ifølge krav 7, hvor prosessoren omfatter: en forsinkelseskompensator for å kompensere for en tidsforsinkelse, en transient trykktidsforsinkelse. eller en tidsforsinkelse mellom en generering av måltrykksignalet for det rørform-ede organ og en tilsvarende drift av den automatiske strupeventil (102).
10. System ifølge krav 7, videre omfattende: et reguleringselement for å bestemme en transient respons på én eller flere driftsparametere i borehullet (10); et reguleringselement for å modellere overføringsfunksjonen til borehullet (10) som en funksjon av den bestemte, transiente respons; og et reguleringselement for å modifisere behandlingen av feilsignalet med prosessoren som en funksjon av borehullets (10) modellerte overføringsfunksjon.
11. System ifølge krav 10, videre omfattende: en sensor (32c) for å bestemme et aktuelt driftstrykk ved bunnen av borehullet (10); et reguleringselement for å sammenligne driftstrykket ved bunnen av borehullet (10) med en teoretisk verdi for driftstrykket i borehullet generert av den modellerte overføringsfunksjon for borehullet; og et reguleringselement for å modifisere behandlingen av feilsignalet ved hjelp av prosessoren (300, 400, 500) som en funksjon av sammenligningen.
12. System ifølge krav 11, videre omfattende: et reguleringselement for å bestemme om det aktuelle driftstrykk ved bunnen av borehullet (10) og det teoretiske driftstrykk ved bunnen av borehullet (10) er konvergerende; og et reguleringselement for å modifisere behandlingen av feilsignalet, ved hjelp av prosessoren, som en funksjon av konvergensen.
13. System ifølge krav 11, videre omfattende: et reguleringselement for å bestemme om det aktuelle driftstrykk ved bunnen av borehullet (10) og det teoretiske driftstrykk ved bunnen av borehullet (10) er divergerende; og et reguleringselement for å modifisere behandlingen av feilsignalet, ved hjelp av prosessoren (300, 400, 500), som en funksjon av divergensen.
14. System ifølge krav 11, videre omfattende: et reguleringselement for å bestemme om det er en stabil tilstandsforskyvning mellom det aktuelle driftstrykk ved bunnen av borehullet (10) og det teoretiske driftstrykk; og et reguleringselement for å modifisere behandlingen av feilsignalet, ved hjelp av prosessoren (300, 400, 500), som en funksjon av den stabile tilstandsforskyvning.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US09/918,929 US6575244B2 (en) | 2001-07-31 | 2001-07-31 | System for controlling the operating pressures within a subterranean borehole |
| PCT/US2002/023068 WO2003012243A1 (en) | 2001-07-31 | 2002-07-22 | System for controlling the operating pressures within a subterranean borehole |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20040509L NO20040509L (no) | 2004-03-29 |
| NO326093B1 true NO326093B1 (no) | 2008-09-22 |
Family
ID=25441182
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20040509A NO326093B1 (no) | 2001-07-31 | 2004-01-29 | "Fremgangsmate og system for a styreoperasjonstrykk i et underjordisk borehull". |
Country Status (14)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6575244B2 (no) |
| EP (1) | EP1421253B1 (no) |
| AT (1) | ATE391223T1 (no) |
| BR (2) | BRPI0211874B1 (no) |
| CA (1) | CA2455698C (no) |
| DE (1) | DE60225923T2 (no) |
| DK (1) | DK1421253T3 (no) |
| EA (1) | EA005470B1 (no) |
| ES (1) | ES2302834T3 (no) |
| MX (1) | MXPA04000883A (no) |
| NO (1) | NO326093B1 (no) |
| PT (1) | PT1421253E (no) |
| SA (1) | SA02230422B1 (no) |
| WO (1) | WO2003012243A1 (no) |
Families Citing this family (56)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020112888A1 (en) | 2000-12-18 | 2002-08-22 | Christian Leuchtenberg | Drilling system and method |
| US7185719B2 (en) * | 2002-02-20 | 2007-03-06 | Shell Oil Company | Dynamic annular pressure control apparatus and method |
| US6904981B2 (en) | 2002-02-20 | 2005-06-14 | Shell Oil Company | Dynamic annular pressure control apparatus and method |
| US6755261B2 (en) * | 2002-03-07 | 2004-06-29 | Varco I/P, Inc. | Method and system for controlling well fluid circulation rate |
| US8955619B2 (en) * | 2002-05-28 | 2015-02-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Managed pressure drilling |
| CA2491925A1 (en) * | 2002-07-08 | 2004-01-15 | Shell Canada Limited | Choke for controlling the flow of drilling mud |
| US20040065440A1 (en) * | 2002-10-04 | 2004-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual-gradient drilling using nitrogen injection |
| US7255173B2 (en) * | 2002-11-05 | 2007-08-14 | Weatherford/Lamb, Inc. | Instrumentation for a downhole deployment valve |
| US7350590B2 (en) | 2002-11-05 | 2008-04-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Instrumentation for a downhole deployment valve |
| US7413018B2 (en) * | 2002-11-05 | 2008-08-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus for wellbore communication |
| US20050222772A1 (en) * | 2003-01-29 | 2005-10-06 | Koederitz William L | Oil rig choke control systems and methods |
| AU2004265457B2 (en) * | 2003-08-19 | 2007-04-26 | @Balance B.V. | Drilling system and method |
| US20050092523A1 (en) * | 2003-10-30 | 2005-05-05 | Power Chokes, L.P. | Well pressure control system |
| US7946356B2 (en) * | 2004-04-15 | 2011-05-24 | National Oilwell Varco L.P. | Systems and methods for monitored drilling |
| GB2436479B (en) * | 2004-12-21 | 2010-04-14 | Shell Int Research | Controlling the flow of a multiphase fluid from a well |
| US7478672B2 (en) * | 2005-03-04 | 2009-01-20 | M-I L.L.C. | Apparatus for controlling a pressure control assembly in a hazardous area |
| 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 |
| US7836973B2 (en) | 2005-10-20 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Annulus pressure control drilling systems and methods |
| AU2007205225B2 (en) * | 2006-01-05 | 2010-11-11 | Prad Research And Development Limited | Method for determining formation fluid entry into or drilling fluid loss from a borehole using a dynamic annular pressure control system |
| US20070227774A1 (en) * | 2006-03-28 | 2007-10-04 | Reitsma Donald G | Method for Controlling Fluid Pressure in a Borehole Using a Dynamic Annular Pressure Control System |
| WO2007124330A2 (en) * | 2006-04-20 | 2007-11-01 | At Balance Americas Llc | Pressure safety system for use with a dynamic annular pressure control system |
| GB0611527D0 (en) * | 2006-06-10 | 2006-07-19 | Intelisys Ltd | In-borehole gas monitoring apparatus and method |
| MX2009004270A (es) * | 2006-10-23 | 2009-07-02 | Mi Llc | Metodo y aparato para controlar la presion del fondo de un pozo en una formacion subterranea durante la operacion de una bomba de plataforma petrolifera. |
| US9435162B2 (en) | 2006-10-23 | 2016-09-06 | M-I L.L.C. | Method and apparatus for controlling bottom hole pressure in a subterranean formation during rig pump operation |
| US7699071B2 (en) * | 2006-12-21 | 2010-04-20 | M-I L.L.C. | Linear motor to pre-bias shuttle force |
| US20080149182A1 (en) * | 2006-12-21 | 2008-06-26 | M-I Llc | Linear motor to control hydraulic force |
| US8418989B2 (en) * | 2006-12-21 | 2013-04-16 | M-I L.L.C. | Pressure-balanced choke system |
| US7775299B2 (en) * | 2007-04-26 | 2010-08-17 | Waqar Khan | Method and apparatus for programmable pressure drilling and programmable gradient drilling, and completion |
| US9341037B2 (en) | 2009-02-11 | 2016-05-17 | M-I L.L.C. | Autochoke system |
| US9237608B2 (en) | 2009-08-14 | 2016-01-12 | Cem Corporation | Pressure stepped microwave assisted digestion |
| US8678085B1 (en) | 2009-12-14 | 2014-03-25 | David E. Mouton | Well control operational and training aid |
| US8727037B1 (en) | 2009-12-14 | 2014-05-20 | David E. Mouton | Well control operational and training aid |
| US8353351B2 (en) * | 2010-05-20 | 2013-01-15 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for regulating pressure within a well annulus |
| GB2483671B (en) | 2010-09-15 | 2016-04-13 | Managed Pressure Operations | Drilling system |
| US8684109B2 (en) | 2010-11-16 | 2014-04-01 | Managed Pressure Operations Pte Ltd | Drilling method for drilling a subterranean borehole |
| US9500067B2 (en) * | 2011-10-27 | 2016-11-22 | Ambyint Inc. | System and method of improved fluid production from gaseous wells |
| BR112014014667A2 (pt) | 2011-12-14 | 2018-05-22 | Mi Llc | fazedor de conexão |
| CA2859372C (en) | 2011-12-15 | 2016-12-06 | M-I L.L.C. | Fine control of casing pressure |
| AU2012384530B2 (en) * | 2012-07-02 | 2016-09-22 | Halliburton Energy Services, Inc | Pressure control in drilling operations with offset applied in response to predetermined conditions |
| US20140048331A1 (en) | 2012-08-14 | 2014-02-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Managed pressure drilling system having well control mode |
| WO2014087370A1 (en) * | 2012-12-05 | 2014-06-12 | Schlumberger Technology B.V. | Control of managed pressure drilling |
| EP3066296B1 (en) | 2013-11-06 | 2021-01-20 | Services Petroliers Schlumberger | Controller apparatus, system and/or method for controlling pressures in a fluid control system |
| WO2015142819A1 (en) * | 2014-03-21 | 2015-09-24 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Back pressure control system |
| WO2015174991A1 (en) * | 2014-05-15 | 2015-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Monitoring of drilling operations using discretized fluid flows |
| CA2949675C (en) | 2014-05-19 | 2022-10-25 | Danny Spencer | A system for controlling wellbore pressure during pump shutdowns |
| US9995098B2 (en) * | 2014-10-08 | 2018-06-12 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Choke control tuned by flow coefficient for controlled pressure drilling |
| WO2016093859A1 (en) | 2014-12-12 | 2016-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Automatic choke optimization and selection for managed pressure drilling |
| US10227838B2 (en) | 2016-05-10 | 2019-03-12 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Drilling system and method having flow measurement choke |
| NL2017006B1 (en) * | 2016-06-20 | 2018-01-04 | Fugro N V | a method, a system, and a computer program product for determining soil properties |
| WO2020231996A1 (en) * | 2019-05-16 | 2020-11-19 | Ameriforge Group Inc. | Improved closed-loop hydraulic drilling |
| US11401771B2 (en) | 2020-04-21 | 2022-08-02 | Schlumberger Technology Corporation | Rotating control device systems and methods |
| US11261712B2 (en) | 2020-04-22 | 2022-03-01 | Saudi Arabian Oil Company | System and method for automated well annulus pressure control |
| US11187056B1 (en) | 2020-05-11 | 2021-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Rotating control device system |
| US11274517B2 (en) | 2020-05-28 | 2022-03-15 | Schlumberger Technology Corporation | Rotating control device system with rams |
| US11732543B2 (en) | 2020-08-25 | 2023-08-22 | Schlumberger Technology Corporation | Rotating control device systems and methods |
| CN112817234B (zh) * | 2021-01-11 | 2022-07-26 | 中国煤炭科工集团太原研究院有限公司 | 机载钻臂钻锚的自适应控制方法以及控制系统 |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| US4253530A (en) * | 1979-10-09 | 1981-03-03 | Dresser Industries, Inc. | Method and system for circulating a gas bubble from a well |
| US4440239A (en) * | 1981-09-28 | 1984-04-03 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus for controlling the flow of drilling fluid in a wellbore |
| JPH0354602A (ja) * | 1989-07-22 | 1991-03-08 | Nobuo Yamamoto | 制御系の時間差比較２自由度制御方法及び装置 |
| US5517593A (en) * | 1990-10-01 | 1996-05-14 | John Nenniger | Control system for well stimulation apparatus with response time temperature rise used in determining heater control temperature setpoint |
| FR2783559B1 (fr) * | 1998-09-21 | 2000-10-20 | Elf Exploration Prod | Methode de conduite d'un dispositif de transport d'hydrocarbures entre des moyens de production et une unite de traitement |
| FR2783557B1 (fr) * | 1998-09-21 | 2000-10-20 | Elf Exploration Prod | Methode de conduite d'un puits de production d'hydrocarbures active par injection de gaz |
| US6253787B1 (en) | 1999-05-21 | 2001-07-03 | M-I L.L.C. | Fluid flow and pressure control system and method |
-
2001
- 2001-07-31 US US09/918,929 patent/US6575244B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2002
- 2002-07-22 MX MXPA04000883A patent/MXPA04000883A/es active IP Right Grant
- 2002-07-22 DK DK02761136T patent/DK1421253T3/da active
- 2002-07-22 EP EP02761136A patent/EP1421253B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-07-22 ES ES02761136T patent/ES2302834T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2002-07-22 BR BRPI0211874-2A patent/BRPI0211874B1/pt unknown
- 2002-07-22 PT PT02761136T patent/PT1421253E/pt unknown
- 2002-07-22 DE DE60225923T patent/DE60225923T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2002-07-22 EA EA200400240A patent/EA005470B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2002-07-22 AT AT02761136T patent/ATE391223T1/de active
- 2002-07-22 CA CA2455698A patent/CA2455698C/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-07-22 WO PCT/US2002/023068 patent/WO2003012243A1/en not_active Ceased
- 2002-07-22 BR BR0211874-2A patent/BR0211874A/pt not_active IP Right Cessation
- 2002-11-05 SA SA02230422A patent/SA02230422B1/ar unknown
-
2004
- 2004-01-29 NO NO20040509A patent/NO326093B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2455698A1 (en) | 2003-02-13 |
| NO20040509L (no) | 2004-03-29 |
| ATE391223T1 (de) | 2008-04-15 |
| EA200400240A1 (ru) | 2004-08-26 |
| PT1421253E (pt) | 2008-06-16 |
| US20030024737A1 (en) | 2003-02-06 |
| BRPI0211874B1 (pt) | 2018-03-13 |
| EP1421253A4 (en) | 2005-04-20 |
| MXPA04000883A (es) | 2004-06-03 |
| CA2455698C (en) | 2010-10-26 |
| DE60225923D1 (de) | 2008-05-15 |
| DE60225923T2 (de) | 2009-04-16 |
| BR0211874A (pt) | 2004-09-21 |
| EP1421253A1 (en) | 2004-05-26 |
| US6575244B2 (en) | 2003-06-10 |
| SA02230422B1 (ar) | 2007-01-20 |
| EA005470B1 (ru) | 2005-02-24 |
| ES2302834T3 (es) | 2008-08-01 |
| EP1421253B1 (en) | 2008-04-02 |
| DK1421253T3 (da) | 2008-07-28 |
| WO2003012243A1 (en) | 2003-02-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO326093B1 (no) | "Fremgangsmate og system for a styreoperasjonstrykk i et underjordisk borehull". | |
| US9695655B2 (en) | Control method and apparatus for well operations | |
| Zhou et al. | Switched control for pressure regulation and kick attenuation in a managed pressure drilling system | |
| AU2021256403B2 (en) | Method for tuning choke operation in a managed pressure drilling system | |
| Amin et al. | Nonlinear model predictive control of a Hammerstein Weiner model based experimental managed pressure drilling setup | |
| WO2023059895A1 (en) | Data-driven model for control and optimization of hydrocarbon production | |
| EP2791463B1 (en) | Fine control of casing pressure | |
| Hasan | Adaptive boundary control and observer of linear hyperbolic systems with application to Managed Pressure Drilling | |
| Zhou et al. | Pressure regulation with kick attenuation in a managed pressure drilling system | |
| JPH04151083A (ja) | ポペット弁の制御回路 | |
| Zhou | Adaptive PI control of bottom hole pressure during oil well drilling | |
| RU2362011C1 (ru) | Устройство регулирования забойного давления бурового раствора | |
| US7520332B2 (en) | Method and associated system for setting downhole control pressure | |
| Park | Nonlinear Model Predictive Control for a Managed Pressure Drilling with High-Fidelity Drilling Simulators | |
| Zhou et al. | Adaptive control of a drilling system with unknown time-delay and disturbance | |
| CN119828789A (zh) | 一种基于自适应观测器的节流阀压力传感器容错控制方法 | |
| MPD | Hessam Mahdianfar |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |