BR112020021857B1 - METHOD - Google Patents
METHOD Download PDFInfo
- Publication number
- BR112020021857B1 BR112020021857B1 BR112020021857-0A BR112020021857A BR112020021857B1 BR 112020021857 B1 BR112020021857 B1 BR 112020021857B1 BR 112020021857 A BR112020021857 A BR 112020021857A BR 112020021857 B1 BR112020021857 B1 BR 112020021857B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- downhole
- change
- cuttings
- velocity
- screen
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 85
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 27
- 238000000151 deposition Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 86
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 60
- 239000012634 fragment Substances 0.000 claims description 49
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 28
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 13
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 141
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 26
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 14
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 13
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 11
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 10
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 9
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 9
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 6
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 3
- 230000036541 health Effects 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 2
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 2
- 239000004065 semiconductor Substances 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000003466 anti-cipated effect Effects 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- RGNPBRKPHBKNKX-UHFFFAOYSA-N hexaflumuron Chemical compound C1=C(Cl)C(OC(F)(F)C(F)F)=C(Cl)C=C1NC(=O)NC(=O)C1=C(F)C=CC=C1F RGNPBRKPHBKNKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000010408 sweeping Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Abstract
Um método inclui depositar, em uma tela de agitador, materiais de fundo de poço e fluidos que chegam a uma superfície do poço como resultado de uma operação de fundo de poço. Os materiais de fundo de poço são separados dos fluidos usando a tela de agitador. Usando um radar, uma onda eletromagnética é emitida em direção a uma extremidade de descarga da tela de agitador ou um trânsito a jusante do agitador. Um reflexo da onda eletromagnética refletida em uma porção dos materiais de fundo de poço é detectado. Uma velocidade dos materiais de fundo de poço avançando ao longo da tela de agitador em direção à extremidade de descarga da tela de agitador ou em um trânsito a jusante para o agitador é determinada. Uma área aproximada ocupada pelos materiais de fundo de poço na tela de agitador é determinada. Um volume dos materiais de fundo de poço com base na velocidade dos materiais de fundo de poço e a área aproximada ocupada pelos materiais de fundo de poço na tela de agitador é determinado.One method includes depositing, on a shaker screen, downhole materials and fluids that arrive at a wellbore surface as a result of a downhole operation. Downhole materials are separated from the fluids using the shaker screen. Using a radar, an electromagnetic wave is emitted toward a discharge end of the agitator screen or a transit downstream of the agitator. A reflection of the electromagnetic wave reflected from a portion of the downhole materials is detected. A velocity of the downhole materials advancing along the shaker screen toward the discharge end of the shaker screen or in transit downstream to the shaker is determined. An approximate area occupied by the downhole materials on the shaker screen is determined. A volume of the downhole materials based on the velocity of the downhole materials and the approximate area occupied by the downhole materials on the shaker screen is determined.
Description
[001] A divulgação geralmente se refere ao campo de recuperação de hidrocarbonetos de fundo de poço e, mais particularmente, à medição de velocidade de fragmentos e cascalhos perfurados em um agitador.[001] The disclosure generally refers to the field of downhole hydrocarbon recovery and, more particularly, to measuring the velocity of drilled cuttings and cuttings in an agitator.
[002] Aumentar a eficácia das operações de bombeamento, varredura, perfuração, fraturamento, etc. pode reduzir o custo das operações de recuperação de hidrocarbonetos. Uma abordagem para aumentar a eficácia de tais operações é observar as características de várias partículas que retornam à superfície da Terra do fundo do poço durante diferentes operações de recuperação de hidrocarbonetos.[002] Increase the effectiveness of pumping, sweeping, drilling, fracturing operations, etc. can reduce the cost of hydrocarbon recovery operations. One approach to increasing the effectiveness of such operations is to observe the characteristics of various particles that return to the Earth's surface from the bottom of the well during different hydrocarbon recovery operations.
[003] As modalidades da divulgação podem ser mais bem compreendidas com referência aos desenhos anexos.[003] The modalities of the disclosure can be better understood with reference to the attached drawings.
[004] A FIG. 1 é um diagrama de blocos de um sistema de exemplo para medição de volume com base na velocidade de fragmentos e cascalhos de fundo de poço, de acordo com algumas modalidades.[004] FIG. 1 is a block diagram of an example system for measuring volume based on the velocity of downhole cuttings and cuttings, in accordance with some embodiments.
[005] A FIG. 2 é uma vista lateral de uma extremidade de descarga de uma tela do agitador sem fragmentos e cascalhos, de acordo com algumas modalidades.[005] FIG. 2 is a side view of a discharge end of an agitator screen free of debris and cuttings, in accordance with some embodiments.
[006] A FIG. 3 é uma vista lateral de uma extremidade de descarga de uma tela do agitador com fragmentos e cascalhos, de acordo com algumas modalidades.[006] FIG. 3 is a side view of a discharge end of an agitator screen with fragments and cuttings, in accordance with some embodiments.
[007] As FIGS. 4-5 são fluxogramas de operações para medição de volume com base na velocidade de fragmentos e cascalhos de fundo de poço, de acordo com algumas modalidades.[007] FIGS. 4-5 are flowcharts of operations for measuring volume based on the velocity of downhole cuttings and cuttings, in accordance with some embodiments.
[008] A FIG. 6 é um diagrama esquemático de um sistema de plataforma de perfuração, de acordo com algumas modalidades.[008] FIG. 6 is a schematic diagram of a drilling rig system, in accordance with some embodiments.
[009] A FIG. 7 é um computador de exemplo, de acordo com algumas modalidades.[009] FIG. 7 is an example computer, in accordance with some embodiments.
[0010] A descrição que se segue inclui exemplos de sistemas, métodos, técnicas e fluxos de programa que incorporam aspectos da divulgação. No entanto, entende-se que esta divulgação pode ser praticada sem esses detalhes específicos. Por exemplo, esta divulgação se refere à perfuração como uma operação de fundo de poço em exemplos ilustrativos. Aspectos desta divulgação também podem ser aplicados a qualquer outro tipo de operação de fundo de poço que resulte em fragmentos e cascalhos ou quaisquer outras partículas de fundo de poço chegando à superfície do poço (por exemplo, fraturamento). Em outros casos, instâncias de instrução, protocolos, estruturas e técnicas bem conhecidas não foram mostradas em detalhes para não ofuscar a descrição.[0010] The following description includes examples of systems, methods, techniques and program flows that incorporate aspects of disclosure. However, it is understood that this disclosure may be made without these specific details. For example, this disclosure refers to drilling as a downhole operation in illustrative examples. Aspects of this disclosure may also be applied to any other type of downhole operation that results in cuttings and cuttings or any other downhole particles reaching the well surface (e.g., fracturing). In other cases, well-known instruction instances, protocols, structures, and techniques were not shown in detail so as not to overshadow the description.
[0011] Várias modalidades se referem à medição ou determinação de uma velocidade de fragmentos e cascalhos que chegam à superfície da Terra durante uma operação de fundo de poço (por exemplo, perfuração) conforme os cascalhos avançam através de um agitador. No entanto, várias modalidades não devem ser limitadas à medição da velocidade de fragmentos e cascalhos perfurados. Algumas modalidades também podem ser usadas para monitorar o ângulo de inclinação do agitador, monitorando assim a saúde do agitador, bem como monitorando as mudanças na densidade da lama ou parâmetros reológicos da lama de retorno que afetam a velocidade de transporte. Ambos os fragmentos e cascalhos e fluidos podem vir à superfície durante a operação de fundo de poço. Consequentemente, os fragmentos e cascalhos e fluidos são transferidos para uma superfície superior do agitador. A superfície superior do agitador pode ser uma tela, de forma que fluidos caiam, deixando os fragmentos e cascalhos. Durante a operação, o agitador vibra e a tela pode ser configurada como um transportador para mover os fragmentos e cascalhos de uma primeira extremidade para uma segunda extremidade (ou uma "extremidade de descarga"), resultando na queda dos fragmentos e cascalhos da extremidade de descarga.[0011] Various embodiments relate to measuring or determining a velocity of cuttings and cuttings reaching the Earth's surface during a downhole operation (e.g., drilling) as the cuttings advance through an agitator. However, various modalities should not be limited to measuring the velocity of drilled cuttings and cuttings. Some embodiments can also be used to monitor the tilt angle of the agitator, thereby monitoring the health of the agitator, as well as monitoring changes in mud density or rheological parameters of the return mud that affect transport speed. Both cuttings and cuttings and fluids can come to the surface during downhole operation. Consequently, the fragments and cuttings and fluids are transferred to an upper surface of the agitator. The top surface of the shaker can be a screen, so that fluids fall off, leaving fragments and grit. During operation, the agitator vibrates and the screen can be configured as a conveyor to move the cuttings and cuttings from a first end to a second end (or a "discharge end"), resulting in the cuttings and cuttings falling from the cutting end. discharge.
[0012] Uma área aproximada dos fragmentos e cascalhos no agitador (conhecida como “área sob a curva”) também pode ser medida ou determinada além da velocidade dos fragmentos e cascalhos. A medição da velocidade e a área aproximada dos fragmentos e cascalhos no agitador podem ser aproveitadas para determinar um volume dos fragmentos e cascalhos em ou durante um determinado período de tempo. O volume total dos fragmentos e cascalhos recebidos do fundo do poço e processados pelo agitador para uma determinada zona ou local na formação sendo perfurada pode, então, ser determinado adicionando medições do volume de fragmentos e cascalhos para os períodos de tempo que foram associados com os fragmentos e cascalhos daquela certa zona ou localização. O volume total dos fragmentos e cascalhos também pode ser determinado para uma operação de fundo de poço particular, um determinado momento de uma operação de fundo de poço particular, etc.[0012] An approximate area of the cuttings and cuttings in the agitator (known as the “area under the curve”) can also be measured or determined in addition to the speed of the cuttings and cuttings. Measuring the speed and approximate area of the cuttings in the shaker can be used to determine the volume of cuttings and cuttings at or during a given period of time. The total volume of cuttings and cuttings received from the bottom of the hole and processed by the shaker for a particular zone or location in the formation being drilled can then be determined by adding measurements of the volume of cuttings and cuttings for the time periods that were associated with the fragments and gravel from that certain area or location. The total volume of cuttings can also be determined for a particular downhole operation, a particular time of a particular downhole operation, etc.
[0013] Sem medição da velocidade dos fragmentos e cascalhos, podem ocorrer erros na determinação do volume dos fragmentos e cascalhos. As abordagens convencionais para medição de velocidade incluem aproximações e inferências feitas ao soltar uma partícula conhecida no agitador e medir o tempo para a distância percorrida. No entanto, essas abordagens convencionais tendem a induzir a erros nos cálculos. Por exemplo, essas abordagens convencionais não fornecem uma leitura contínua da velocidade e não levam em consideração as mudanças na velocidade. Além disso, tais abordagens podem aumentar o custo do sistema substancialmente se este processo de queda de uma partícula conhecida em certos intervalos de tempo for automatizado.[0013] Without measuring the speed of fragments and cuttings, errors may occur in determining the volume of fragments and cuttings. Conventional approaches to measuring speed include approximations and inferences made by dropping a known particle into the stirrer and measuring the time for the distance traveled. However, these conventional approaches tend to induce errors in calculations. For example, these conventional approaches do not provide a continuous reading of speed and do not take changes in speed into account. Furthermore, such approaches can increase the system cost substantially if this process of falling a known particle at certain time intervals is automated.
[0014] Várias modalidades usam radar (RAdio Detection And Ranging) para rastrear o movimento das partículas que se movem em uma tela de agitador. O radar selecionado pode ser um radar que transmite uma faixa estreita de ondas eletromagnéticas e pode ser de alta resolução. Em algumas modalidades, o radar é posicionado para emitir ondas eletromagnéticas em uma extremidade de descarga da tela de agitador. Esta posição do radar garante que as velocidades dos fragmentos e cascalhos estão sendo capturadas na extremidade de descarga da tela de agitador em vez do meio da tela de agitador, onde a velocidade dos fragmentos e cascalhos pode ser maior.[0014] Various embodiments use radar (RAdio Detection And Ranging) to track the movement of particles moving on a shaker screen. The selected radar may be a radar that transmits a narrow band of electromagnetic waves and may be of high resolution. In some embodiments, the radar is positioned to emit electromagnetic waves at a discharge end of the stirrer screen. This position of the radar ensures that cuttings and cuttings velocities are being captured at the discharge end of the shaker screen rather than the middle of the shaker screen, where cuttings and cuttings speeds may be greater.
[0015] A velocidade obtida do radar pode ser integrada a uma plataforma de volume de fragmentos e cascalhos que inclui a medição de uma área dos cascalhos em movimento na tela de agitador, ou a área sob a curva. Uma medição de volume de um fragmento e cascalho pode ser calculada multiplicando a velocidade de um fragmento e cascalho pela área dos fragmentos e cascalhos. Por conseguinte, uma medição de volume total dos fragmentos e cascalhos pode ser feita pela adição de uma medição de volume de cada fragmento e cascalho em movimento através da tela de agitador. O uso de radar para medir a velocidade de um fragmento e cascalho em movimento ao longo da tela de agitador supera os desafios de vibração, iluminação ambiente variável, névoa, variação mecânica, respingo de lama, alto custo, etc. que introduzem erro na determinação da velocidade com abordagens convencionais.[0015] The velocity obtained from the radar can be integrated into a cuttings and cuttings volume platform that includes measuring an area of the moving cuttings on the shaker screen, or the area under the curve. A volume measurement of a cuttings and cuttings can be calculated by multiplying the velocity of a cuttings and cuttings by the area of the cuttings and cuttings. Therefore, a total volume measurement of the cuttings and cuttings can be made by adding a volume measurement of each cuttings and cuttings moving through the shaker screen. Using radar to measure the speed of cuttings and gravel moving along the shaker screen overcomes the challenges of vibration, variable ambient lighting, fog, mechanical variation, mud splash, high cost, etc. which introduce error into speed determination with conventional approaches.
[0016] Em algumas modalidades, um dispositivo óptico pode fazer medições ópticas da área dos fragmentos e cascalhos. Por exemplo, dispositivos ópticos podem ser posicionados acima de uma tela de agitador para fazer medições ópticas. Alternativamente ou além disso, dispositivos ópticos podem ser posicionados na extremidade de descarga da tela de agitador para fazer medições ópticas. O radar também pode ser usado para determinar a inclinação do agitador. A velocidade das partículas que saem do agitador pode ser correlacionada ao ângulo de inclinação do agitador. Devido à vibração contínua de alta frequência, é provável que as mudanças na inclinação do agitador durante a operação não sejam detectadas. No entanto, saber se o ângulo de inclinação do agitador mudou facilita a manutenção da integridade do agitador. O excesso de inclinação para baixo pode causar maior velocidade das partículas, bem como perda de lama de perfuração e fragmentos e cascalhos, aumentando assim o custo das operações. Por outro lado, o excesso de inclinação para cima do agitador pode fazer com que as partículas permaneçam na tela de agitador por mais tempo, diminuindo a velocidade das partículas e, eventualmente, fazendo com que as partículas se acomodem na tela de agitador (ou “cegando” a tela de agitador). O aumento na densidade da lama de retorno ou outros parâmetros reológicos também pode fazer com que a velocidade das partículas diminua. Utilizando a correlação entre a velocidade das partículas e a inclinação do agitador, a integridade do agitador e a tela de agitador podem ser monitoradas conforme as mudanças ocorrem. Qualquer mudança substancial na velocidade pode ser incorporada como um alarme, proporcionando assim mais oportunidades para monitoramento de integridade do agitador ou monitoramento de mudanças na densidade da lama ou parâmetros reológicos da lama de retorno que afetam a velocidade de transporte.[0016] In some embodiments, an optical device can make optical measurements of the area of fragments and cuttings. For example, optical devices can be positioned above a shaker screen to make optical measurements. Alternatively or in addition, optical devices can be positioned at the discharge end of the shaker screen to make optical measurements. Radar can also be used to determine the tilt of the shaker. The speed of particles leaving the stirrer can be correlated to the tilt angle of the stirrer. Due to continuous high-frequency vibration, changes in shaker inclination during operation are likely to go undetected. However, knowing whether the shaker tilt angle has changed makes it easier to maintain the integrity of the shaker. Excessive downward tilt can cause increased particle velocity, as well as loss of drilling mud and cuttings, thus increasing the cost of operations. On the other hand, excessive upward tilting of the agitator can cause particles to remain on the agitator screen longer, slowing down the particles and eventually causing the particles to settle on the agitator screen (or “ blinding” the shaker screen). Increases in return mud density or other rheological parameters can also cause particle velocity to decrease. Using the correlation between particle velocity and shaker tilt, the integrity of the shaker and shaker screen can be monitored as changes occur. Any substantial change in speed can be incorporated as an alarm, thus providing more opportunities for agitator health monitoring or monitoring changes in mud density or return mud rheological parameters that affect conveying speed.
[0017] A FIG. 1 é um diagrama de blocos de um sistema de exemplo para medição de volume com base na velocidade de fragmentos e cascalhos de fundo de poço, de acordo com algumas modalidades. Um sistema 100 compreende uma combinação de um dispositivo de imageamento 124, um radar 190 e um ou mais processadores 130. O dispositivo de imageamento 124, o radar 190 e/ou os processadores 130 podem estar localizados acima da superfície 166 de uma formação geológica, talvez fazendo parte de um sistema de aquisição de dados 152. Em algumas modalidades, o dispositivo de imageamento 124 pode compreender uma ou mais câmeras CCD (dispositivo de carga acoplada) ou CMOS (semicondutor de óxido de metal complementar), incluindo câmeras de baixa luz ou infravermelho.[0017] FIG. 1 is a block diagram of an example system for measuring volume based on the velocity of downhole cuttings and cuttings, in accordance with some embodiments. A system 100 comprises a combination of an imaging device 124, a radar 190 and one or more processors 130. The imaging device 124, the radar 190 and/or the processors 130 may be located above the surface 166 of a geological formation, perhaps forming part of a data acquisition system 152. In some embodiments, the imaging device 124 may comprise one or more CCD (charge coupled device) or CMOS (complementary metal oxide semiconductor) cameras, including low light cameras or infrared.
[0018] O sistema 100 também pode incluir lógica 140, talvez compreendendo um subsistema de aquisição de dados programável. A lógica 140 pode ser usada para adquirir informações de fluxo de vídeo ao vivo 128 e outros dados, como informações de fundo de poço, incluindo a profundidade de uma broca de perfuração durante uma operação de perfuração.[0018] System 100 may also include logic 140, perhaps comprising a programmable data acquisition subsystem. Logic 140 may be used to acquire live video stream information 128 and other data such as downhole information, including the depth of a drill bit during a drilling operation.
[0019] Uma memória 150, localizada acima ou abaixo da superfície 166, pode ser usada para armazenar dados de imagem adquiridos capturados pelo dispositivo de imageamento 124 e dados de reflexo detectados pelo radar 190, bem como outros dados (por exemplo, talvez em um banco de dados 134). A memória 150 é comunicativamente acoplada ao(s) processador(es) 130. O dispositivo de imageamento 124 e o radar 190 são acoplados comunicativamente aos processadores 130. Os processadores 130 podem controlar o dispositivo de imageamento 124 e o radar 190. Embora represente apenas um radar, o sistema 100 pode incluir vários radares que estão posicionados para emitir uma onda eletromagnética para uma extremidade de descarga 198 de uma tela de agitador 108. Embora a Figura 1 represente o radar 190 como posicionado em direção a uma tela de agitador, o sistema 100 pode incluir qualquer outro trânsito colocado a jusante do agitador 104 que é usado para transportar material, como por meio de vibração, ação de êmbolo, transportador ou outros meios. O radar 190 pode, assim, ser posicionado em direção a esse trânsito.[0019] A memory 150, located above or below surface 166, may be used to store acquired image data captured by imaging device 124 and reflection data detected by radar 190, as well as other data (e.g., perhaps in a database 134). Memory 150 is communicatively coupled to processor(s) 130. Imaging device 124 and radar 190 are communicatively coupled to processors 130. Processors 130 can control imaging device 124 and radar 190. Although it represents only a radar, the system 100 may include multiple radars that are positioned to emit an electromagnetic wave to a discharge end 198 of a shaker screen 108. Although Figure 1 depicts the radar 190 as positioned toward a shaker screen, the System 100 may include any other transit placed downstream of agitator 104 that is used to transport material, such as by means of vibration, plunger action, conveyor, or other means. Radar 190 can thus be positioned towards this traffic.
[0020] Durante a operação, fragmentos e cascalhos 112 de fundo de poço juntamente com fluidos são encaminhados do poço e depositados na tela de agitador 108 em sua extremidade frontal 199. Os fragmentos e cascalhos 112 e fluidos se movem em direção à extremidade de descarga 198 da tela de agitador, enquanto um agitador 104 faz com que a tela de agitador 108 vibre para separar mais facilmente os fragmentos e cascalhos 112 dos fluidos. Durante esta operação, o radar 190 emite uma onda eletromagnética 192 em direção aos fragmentos e cascalhos 112 na ou perto da extremidade de descarga 198. Um reflexo 194 da onda eletromagnética é refletido dos fragmentos e cascalhos e detectado pelo radar 190. Conforme descrito adicionalmente abaixo, os reflexos detectados pelo radar 190 são usados para determinar uma velocidade dos fragmentos e cascalhos 112 conforme eles se movem através da tela de agitador 108. O ângulo de inclinação da tela de agitador 108 também pode ser monitorado durante a operação.[0020] During operation, downhole cuttings and cuttings 112 together with fluids are routed from the well and deposited on the shaker screen 108 at its front end 199. The cuttings and cuttings 112 and fluids move towards the discharge end 198 of the agitator screen, while an agitator 104 causes the agitator screen 108 to vibrate to more easily separate fragments and cuttings 112 from the fluids. During this operation, the radar 190 emits an electromagnetic wave 192 toward the fragments and cuttings 112 at or near the discharge end 198. A reflection 194 of the electromagnetic wave is reflected from the fragments and cuttings and detected by the radar 190. As further described below , the reflections detected by the radar 190 are used to determine a speed of the fragments and cuttings 112 as they move through the shaker screen 108. The tilt angle of the shaker screen 108 can also be monitored during operation.
[0021] O dispositivo de imageamento 124 pode capturar imagens dos fragmentos e cascalhos 112 na tela de agitador 108. Conforme descrito adicionalmente abaixo, as imagens dos fragmentos e cascalhos 112 podem ser usadas para determinar uma área dos fragmentos e cascalhos 112. Por sua vez, um volume dos fragmentos e cascalhos 112 pode ser derivado da velocidade e da área dos fragmentos e cascalhos 112. Os processadores 130 também podem ser configurados para publicar o volume de fragmentos e cascalhos 112 em conjunto com as condições prováveis associadas a uma operação de poço (por exemplo, perfuração, fraturamento, etc.). Alternativamente ou além disso, os processadores 130 podem modificar a operação do poço com base no volume de fragmentos e cascalhos 112.[0021] The imaging device 124 can capture images of the fragments and cuttings 112 on the shaker screen 108. As further described below, the images of the fragments and cuttings 112 can be used to determine an area of the fragments and cuttings 112. In turn , a volume of the cuttings and cuttings 112 may be derived from the velocity and area of the cuttings and cuttings 112. Processors 130 may also be configured to publish the volume of cuttings and cuttings 112 in conjunction with the likely conditions associated with a well operation. (e.g. drilling, fracturing, etc.). Alternatively or in addition, processors 130 may modify well operation based on the volume of cuttings and cuttings 112.
[0022] O radar 190 pode incluir o seguinte: 1) um transmissor que cria o pulso de energia; 2) um comutador de transmissão/recepção para controlar quando uma antena do radar 190 deve transmitir pulsos e quando receber pulsos; 3) uma antena para transmitir os pulsos para a atmosfera e receber os pulsos refletidos; e 4) um receptor que detecta, amplifica e transforma os sinais recebidos em formato de vídeo. Em algumas modalidades, o radar 190 opera na região de micro-ondas do espectro eletromagnético em frequências que se estendem de aproximadamente 400 MegaHertz (MHz) a 40 GigaHertz (GHz). O radar 190 pode extrair a mudança de frequência do sinal refletido produzido por um alvo em movimento com base na diferença entre a frequência do sinal recebido e a frequência do sinal que foi transmitido.[0022] Radar 190 may include the following: 1) a transmitter that creates the energy pulse; 2) a transmit/receive switch for controlling when a radar antenna 190 should transmit pulses and when it should receive pulses; 3) an antenna to transmit the pulses into the atmosphere and receive the reflected pulses; and 4) a receiver that detects, amplifies and transforms received signals into video format. In some embodiments, radar 190 operates in the microwave region of the electromagnetic spectrum at frequencies extending from approximately 400 MegaHertz (MHz) to 40 GigaHertz (GHz). The radar 190 can extract the frequency change of the reflected signal produced by a moving target based on the difference between the frequency of the received signal and the frequency of the signal that was transmitted.
[0023] Para capturar a velocidade, um sinal de 4-20 miliamperes (mA), RS-232/485 ou qualquer outro protocolo de comunicação pode ser utilizado. O radar 190 pode ser conectado ao sistema de aquisição de dados 152 por meio de cabos intrinsecamente seguros blindados ou não blindados. O sistema de aquisição de dados 152 pode usar barreiras intrinsecamente seguras ou pode ser um sistema remoto de entrada/saída (I/O). O sistema de aquisição de dados 152 pode ser certificado para áreas classificadas como Zona 1. Para minimizar múltiplos lances de cabo, o cabo de fibra/cobre pode ir de um sistema de aquisição de dados local certificado de Zona 1 152 para uma área segura (por exemplo, um dispositivo de perfilagem de lama). O sistema de aquisição de dados 152 pode ser conectado a um computador de rede 156 e banco de dados, como o banco de dados 134 na memória 150. As interfaces gráficas de usuário (GUIs) podem ser criadas para traçar as leituras de velocidade e/ou tendências em um visor 196.[0023] To capture speed, a 4-20 milliampere (mA) signal, RS-232/485 or any other communication protocol can be used. The radar 190 may be connected to the data acquisition system 152 via shielded or unshielded intrinsically safe cables. The data acquisition system 152 may use intrinsically safe barriers or may be a remote input/output (I/O) system. The data acquisition system 152 may be certified for areas classified as Zone 1. To minimize multiple cable runs, the fiber/copper cable may run from a local Zone 1 certified data acquisition system 152 to a secure area ( e.g. a mud profiling device). The data acquisition system 152 may be connected to a network computer 156 and database, such as the database 134 in memory 150. Graphical user interfaces (GUIs) may be created to plot speed and/or speed readings. or trends on a 196 display.
[0024] A velocidade dos fragmentos e cascalhos 112 também pode ser usada para monitorar sua correlação com o ângulo de inclinação do agitador, monitorar a saúde do agitador 104 e/ou levar em consideração mudanças acidentais e/ou indesejadas no agitador 104. A velocidade pode ser monitorada ao longo da duração da operação para rastrear mudanças repentinas na densidade da lama de retorno ou outras propriedades reológicas que afetam a velocidade de transporte.[0024] The speed of cuttings and cuttings 112 can also be used to monitor its correlation with the shaker tilt angle, monitor the health of the shaker 104, and/or account for accidental and/or unwanted changes in the shaker 104. The speed can be monitored throughout the duration of the operation to track sudden changes in return mud density or other rheological properties that affect transport speed.
[0025] A FIG. 2 é uma vista lateral de uma extremidade de descarga de uma tela de agitador sem fragmentos e cascalhos, de acordo com algumas modalidades. Em particular, a FIG. 2 representa uma vista lateral de uma extremidade de descarga 202 de uma tela de agitador 200 que pode ser um exemplo da extremidade de descarga 198 da tela de agitador 108 representada na FIG. 1. Fragmentos e cascalhos (por exemplo, os fragmentos e cascalhos 112) do fundo do poço que são depositados na tela de agitador 200 se movem através da tela de agitador 200 em direção à extremidade de descarga 202.[0025] FIG. 2 is a side view of a discharge end of an agitator screen free of debris and cuttings, in accordance with some embodiments. In particular, FIG. 2 represents a side view of a discharge end 202 of an agitator screen 200 which may be an example of the discharge end 198 of the agitator screen 108 depicted in FIG. 1. Fragments and cuttings (e.g., cuttings and cuttings 112) from the bottom of the well that are deposited on the shaker screen 200 move through the shaker screen 200 toward the discharge end 202.
[0026] A FIG. 3 é uma vista lateral de uma extremidade de descarga de uma tela de agitador com fragmentos e cascalhos, de acordo com algumas modalidades. Em particular, a FIG. 3 representa uma vista lateral da extremidade de descarga 202 da tela de agitador 200 da FIG. 2 que inclui fragmentos e cascalhos 302. Uma área 304 dos fragmentos e cascalhos 302 pode ser determinada pelo processamento das imagens capturadas pelo dispositivo de imageamento 124 (conforme descrito abaixo). Embora as FIGS. 2-3 descrevam a tela de agitador como uma tela plana, a tela de agitador pode ser qualquer outro tipo de tela (como corrugado, etc.) Um radar, como o radar 190 da FIG. 1, captura a velocidade dos fragmentos e cascalhos 302 conforme os fragmentos e cascalhos 302 atingem a extremidade de descarga 202 da tela de agitador 200. O radar 190 transmite uma onda eletromagnética para capturar a velocidade dos fragmentos e cascalhos 302 o mais próximo possível da extremidade de descarga 202 para evitar o contato de porções dos fragmentos e cascalhos 302 que estão mais próximos do centro da tela de agitador 200. As medições de volume podem ser imprecisas se a velocidade dos fragmentos e cascalhos 302 for medida muito longe da extremidade de descarga 202, uma vez que a velocidade pode ser maior nesta região da tela de agitador 200.[0026] FIG. 3 is a side view of a discharge end of an agitator screen with fragments and cuttings, in accordance with some embodiments. In particular, FIG. 3 is a side view of the discharge end 202 of the agitator screen 200 of FIG. 2 which includes fragments and cuttings 302. An area 304 of the fragments and cuttings 302 can be determined by processing the images captured by the imaging device 124 (as described below). Although FIGS. 2-3 describe the shaker screen as a flat screen, the shaker screen can be any other type of screen (such as corrugated, etc.) A radar, such as radar 190 of FIG. 1, captures the velocity of the cuttings and cuttings 302 as the cuttings and cuttings 302 reach the discharge end 202 of the agitator screen 200. The radar 190 transmits an electromagnetic wave to capture the speed of the cuttings and cuttings 302 as close to the end as possible. discharge tip 202 to avoid contact with portions of the cuttings and cuttings 302 that are closest to the center of the agitator screen 200. Volume measurements may be inaccurate if the speed of the cuttings and cuttings 302 is measured too far from the discharge end 202 , since the speed may be greater in this region of the stirrer screen 200.
[0027] Operações de exemplo para determinar fragmentos e cascalhos de volume com base em medições de velocidade e área dos fragmentos e cascalhos são agora descritas. As FIGS. 4-5 são fluxogramas de operações para medição de volume com base na velocidade de fragmentos e cascalhos de fundo de poço, de acordo com algumas modalidades. Operações dos fluxogramas 400-500 das FIGS. 4-5 continuam entre si através dos pontos de transição A-B. As operações dos fluxogramas 400-500 podem ser realizadas por software, firmware, hardware ou uma combinação dos mesmos. As operações do fluxograma 400 começam no bloco 402.[0027] Example operations for determining volume fragments and cuttings based on speed and area measurements of the fragments and cuttings are now described. FIGS. 4-5 are flowcharts of operations for measuring volume based on the velocity of downhole cuttings and cuttings, in accordance with some embodiments. Operations of flowcharts 400-500 of FIGS. 4-5 continue with each other through transition points A-B. The operations of flowcharts 400-500 may be performed by software, firmware, hardware, or a combination thereof. Flowchart operations 400 begin at block 402.
[0028] No bloco 402, uma operação de fundo de poço é realizada que resulta em fragmentos e cascalhos e fluido chegando à superfície da Terra. Por exemplo, a operação de fundo de poço pode ser perfuração, fraturamento, etc. Um exemplo de operação de perfuração está representado na FIG. 5, que é descrito com mais detalhes abaixo.[0028] In block 402, a downhole operation is carried out which results in cuttings and cuttings and fluid reaching the surface of the Earth. For example, the downhole operation could be drilling, fracturing, etc. An example of a drilling operation is shown in FIG. 5, which is described in more detail below.
[0029] No bloco 404, os fragmentos e cascalhos e o fluido são depositados em uma tela de agitador para separar os fragmentos e cascalhos do fluido. Por exemplo, com referência à FIG. 1, o fluido e os fragmentos e cascalhos 112 são depositados na tela de agitador 108.[0029] In block 404, the fragments and cuttings and the fluid are deposited on a shaker screen to separate the fragments and cuttings from the fluid. For example, with reference to FIG. 1, the fluid and fragments and cuttings 112 are deposited on the agitator screen 108.
[0030] No bloco 406, uma onda eletromagnética é emitida, usando um radar, em direção aos fragmentos e cascalhos em uma extremidade de descarga da tela de agitador. Por exemplo, na FIG. 1, o radar 190 emite a onda eletromagnética 192 em direção aos fragmentos e cascalhos 112 na extremidade de descarga 198 da tela de agitador 108. Como outro exemplo, o radar 190 emite a onda eletromagnética em direção aos fragmentos e cascalhos 302 na extremidade de descarga 202 da tela de agitador 200 representada na FIG. 3.[0030] In block 406, an electromagnetic wave is emitted, using a radar, toward the fragments and cuttings at a discharge end of the agitator screen. For example, in FIG. 1, the radar 190 emits the electromagnetic wave 192 toward the fragments and cuttings 112 at the discharge end 198 of the shaker screen 108. As another example, the radar 190 emits the electromagnetic wave toward the fragments and cuttings 302 at the discharge end 202 of the shaker screen 200 shown in FIG. 3.
[0031] No bloco 408, um reflexo da onda eletromagnética refletido em pelo menos um fragmento e cascalho na tela de agitador é detectado usando o radar. Como exemplo, na FIG. 1, o radar 190 detecta o reflexo 194 da onda eletromagnética 192 que refletiu em pelo menos um dos fragmentos e cascalhos 112.[0031] In block 408, a reflection of the electromagnetic wave reflected from at least one fragment and gravel on the shaker screen is detected using radar. As an example, in FIG. 1, the radar 190 detects the reflection 194 of the electromagnetic wave 192 that reflected from at least one of the fragments and gravel 112.
[0032] No bloco 410, uma velocidade dos fragmentos e cascalhos na tela de agitador é determinada com base no reflexo do pulso eletromagnético. Por exemplo, com referência à FIG. 1, o radar 190 processa o reflexo 194 e determina uma frequência Doppler com base na diferença entre a frequência da onda eletromagnética 192 e a frequência do reflexo 194. A velocidade pode então ser determinada com base na frequência Doppler e nas frequências observadas dos pulsos eletromagnéticos. Em algumas modalidades, o radar 190 pode transmitir a velocidade dos fragmentos e cascalhos 112 para o sistema de aquisição de dados 152 para armazenamento na memória 150. As operações continuam no ponto de transição A, que continua no ponto de transição A do fluxograma 500.[0032] In block 410, a speed of the fragments and cuttings on the agitator screen is determined based on the reflection of the electromagnetic pulse. For example, with reference to FIG. 1, the radar 190 processes the reflection 194 and determines a Doppler frequency based on the difference between the frequency of the electromagnetic wave 192 and the frequency of the reflection 194. The speed can then be determined based on the Doppler frequency and the observed frequencies of the electromagnetic pulses . In some embodiments, radar 190 may transmit the speed of fragments and cuttings 112 to data acquisition system 152 for storage in memory 150. Operations continue at transition point A, which continues at transition point A of flowchart 500.
[0033] No bloco 512, uma determinação é feita se uma mudança repentina na velocidade dos fragmentos e cascalhos ocorreu. Mudanças na velocidade observada podem ser indicativas das seguintes mudanças: mudanças nos parâmetros de perfuração, mudanças na formação de fundo de poço ou mudanças intencionais ou acidentais na inclinação para cima ou para baixo do agitador. Uma mudança de limiar na velocidade pode ser estabelecida, o que indica uma magnitude que é considerada uma mudança. O valor limiar pode indicar uma magnitude máxima da mudança na velocidade que é permitida. Por exemplo, pelo menos um aumento ou diminuição de X% na velocidade ao longo de N medições pode ser definido como mudança repentina na velocidade, em que X e N podem ser definidos com base no tipo de formação, tipo ou tamanho do agitador, profundidade do poço, etc. Exemplos do valor de X podem ser 5, 10, 50, etc. Exemplos de valores de N podem ser 1, 2, 3, 10, etc. Um aumento na velocidade pode ser indicativo de potencial inclinação excessiva para baixo do agitador, enquanto uma diminuição pode ser indicativa de potencial inclinação excessiva para cima do agitador. Mudanças na velocidade também podem ser atribuídas a mudanças na densidade da lama de perfuração ou outras propriedades reológicas da lama de perfuração retornando à superfície. Além disso, as mudanças nos parâmetros de perfuração e/ou mudanças na formação do fundo do poço podem causar um aumento nos fragmentos e cascalhos que retornam do fundo do poço Uma mudança na velocidade pode ser uma consequência deste aumento nos retornos de fundo de poço. Para facilitar o monitoramento do agitador ou da integridade da tela de agitador, se uma mudança repentina na velocidade for observada, uma notificação que indica a mudança repentina pode ser emitida. Por exemplo, com referência à FIG. 1, um ou mais cálculos de velocidade armazenados na memória 150 podem ser analisados pelo(s) processador(es) 130 para determinar se uma mudança repentina na velocidade ocorreu. Se a mudança na velocidade exceder um limiar, as operações continuam no bloco 514. Se a mudança na velocidade não exceder um limiar, as operações continuam no ponto de transição B, que continua no ponto de transição B do fluxograma 400.[0033] In block 512, a determination is made whether a sudden change in the velocity of the fragments and cuttings has occurred. Changes in observed velocity may be indicative of the following changes: changes in drilling parameters, changes in downhole formation, or intentional or accidental changes in the up or down tilt of the shaker. A threshold change in speed can be established, which indicates a magnitude that is considered a change. The threshold value may indicate a maximum magnitude of change in speed that is permitted. For example, at least an X% increase or decrease in speed over N measurements can be defined as a sudden change in speed, where of the well, etc. Examples of the value of X could be 5, 10, 50, etc. Examples of N values could be 1, 2, 3, 10, etc. An increase in speed may be indicative of potential excessive downward tilt of the agitator, while a decrease may be indicative of potential excessive upward tilt of the agitator. Changes in velocity can also be attributed to changes in the density of the drilling mud or other rheological properties of the drilling mud returning to the surface. Additionally, changes in drilling parameters and/or changes in downhole formation can cause an increase in cuttings and cuttings returning from the bottom of the hole. A change in velocity can be a consequence of this increase in downhole returns. To facilitate monitoring of the shaker or shaker screen integrity, if a sudden change in speed is observed, a notification indicating the sudden change can be issued. For example, with reference to FIG. 1, one or more speed calculations stored in memory 150 may be analyzed by processor(s) 130 to determine whether a sudden change in speed has occurred. If the change in speed exceeds a threshold, operations continue at block 514. If the change in speed does not exceed a threshold, operations continue at transition point B, which continues at transition point B of flowchart 400.
[0034] No bloco 514, uma determinação é feita se os parâmetros de perfuração mudaram. As mudanças nos parâmetros de perfuração podem ser verificadas em um perfil de perfuração. Por exemplo, com referência à FIG. 1, os parâmetros de perfuração e as alterações perfiladas nos parâmetros de perfuração podem ser armazenadas em um perfil de perfuração na memória 150. O(s) processador(es) 130 podem recuperar parâmetros de perfuração perfilados da memória 150 para determinar se uma mudança foi feita. Se os parâmetros de perfuração não mudaram, as operações continuam no bloco 516. Se os parâmetros de perfuração mudaram, as operações continuam no bloco 522.[0034] In block 514, a determination is made whether the drilling parameters have changed. Changes in drilling parameters can be checked in a drilling profile. For example, with reference to FIG. 1, drilling parameters and profiled changes to drilling parameters may be stored in a drilling profile in memory 150. Processor(s) 130 may retrieve profiled drilling parameters from memory 150 to determine whether a change has been made. done. If drilling parameters have not changed, operations continue in block 516. If drilling parameters have changed, operations continue in block 522.
[0035] No bloco 516, uma determinação é feita se uma mudança na formação ocorreu. Mudanças na formação de fundo de poço podem ser verificadas monitorando a profundidade das operações de perfuração e comparando a profundidade com gráficos de formação geológica. Por exemplo, uma profundidade da broca de perfuração pode ser comparada a uma condição de formação esperada representada em um gráfico de formação geológica. Se a condição de formação geológica correspondente à profundidade da broca de perfuração mudou desde uma observação anterior, pode ser determinado que a formação mudou. A comparação de volumes de lama de perfuração no poço de perfuração e poço de lama de perfuração pode ser usada alternativamente ou adicionalmente para verificação de mudanças de formação de fundo de poço. Por exemplo, com referência à FIG. 1, o(s) processador(es) 130 podem aproveitar dados de profundidade de broca de perfuração, volumes de lama de perfuração no poço de perfuração e poço de lama de perfuração e gráficos de formação geológica armazenados na memória 150 para a análise. Se uma mudança na formação não ocorreu, as operações continuam no bloco 518. Se uma mudança na formação ocorreu, as operações continuam no bloco 522.[0035] In block 516, a determination is made whether a change in formation has occurred. Changes in downhole formation can be verified by monitoring the depth of drilling operations and comparing the depth with geological formation graphs. For example, a drill bit depth can be compared to an expected formation condition represented on a geological formation graph. If the geological formation condition corresponding to the depth of the drill bit has changed since a previous observation, it can be determined that the formation has changed. Comparison of drilling mud volumes in the drilling well and drilling mud pit can be used alternatively or additionally to verify downhole formation changes. For example, with reference to FIG. 1, the processor(s) 130 may leverage drill bit depth data, drilling mud volumes in the drilling well and drilling mud pit, and geological formation graphs stored in memory 150 for analysis. If a formation change has not occurred, operations continue in block 518. If a formation change has occurred, operations continue in block 522.
[0036] No bloco 518, é feita uma determinação de se o ângulo de inclinação da tela de agitador mudou. Por exemplo, com referência à FIG. 1, um sensor pode ser montado na tela de agitador 108 que captura o ângulo de inclinação da tela de agitador 108. Um ângulo limiar de inclinação pode ser estabelecido, o que indica uma medição limiar que constitui uma mudança. Por exemplo, o limiar de erro pode ser uma magnitude máxima permitida da mudança no ângulo de inclinação da tela de agitador 108. Como outro exemplo, o limiar de erro pode estabelecer um aumento ou diminuição do limiar no ângulo de inclinação de X graus sobre N medições capturadas pelo sensor da tela de agitador 108 (por exemplo, um aumento ou diminuição do limiar de 5 graus capturado em 3 medições, etc.). O ângulo de inclinação pode ter mudado intencionalmente ou acidentalmente (por exemplo, devido a falhas mecânicas do agitador 104). Mudanças detectadas no ângulo de inclinação da tela de agitador 108 podem ser perfiladas na memória 150 para análise (por exemplo, pelo(s) processador(es) 130) e/ou indicadas com uma saída de notificação para a tela 196. Se o ângulo de inclinação do agitador mudou, as operações continuam no bloco 520. Se o ângulo de inclinação da tela de agitador não mudou, as operações continuam no ponto de transição B, que continua no ponto de transição B do fluxograma 400.[0036] In block 518, a determination is made whether the tilt angle of the shaker screen has changed. For example, with reference to FIG. 1, a sensor may be mounted on the shaker screen 108 that captures the tilt angle of the shaker screen 108. A threshold tilt angle may be established, which indicates a threshold measurement that constitutes a change. For example, the error threshold may be a maximum allowable magnitude of change in the tilt angle of the shaker screen 108. As another example, the error threshold may establish a threshold increase or decrease in the tilt angle of X degrees over N measurements captured by the shaker screen sensor 108 (e.g., a 5 degree threshold increase or decrease captured in 3 measurements, etc.). The tilt angle may have changed intentionally or accidentally (e.g., due to mechanical failures of the stirrer 104). Detected changes in the tilt angle of the shaker screen 108 may be profiled in memory 150 for analysis (e.g., by the processor(s) 130) and/or indicated with a notification output to the screen 196. If the angle If the shaker screen tilt angle has changed, operations continue at block 520. If the shaker screen tilt angle has not changed, operations continue at transition point B, which continues at transition point B of flowchart 400.
[0037] No bloco 520, é feita uma determinação de se a mudança no ângulo de inclinação da tela de agitador foi intencional. Alterações intencionais no ângulo de inclinação da tela de agitador capturadas pelo sensor podem ser perfiladas. Por exemplo, com referência à FIG. 1, o ângulo de inclinação pode ser armazenado na memória 150 após um aumento ou diminuição no ângulo de inclinação da tela de agitador 108. O(s) processador(es) 130 podem verificar se o ângulo de inclinação detectado da tela de agitador 108 foi perfilado para determinar que a mudança foi intencional. Se a mudança no ângulo de inclinação da tela de agitador foi intencional, as operações continuam no bloco 522. Se a mudança no ângulo de inclinação da tela de agitador não foi intencional (ou seja, foi acidental), as operações continuam para o bloco 524.[0037] In block 520, a determination is made as to whether the change in the tilt angle of the shaker screen was intentional. Intentional changes in the tilt angle of the shaker screen captured by the sensor can be profiled. For example, with reference to FIG. 1, the tilt angle may be stored in memory 150 following an increase or decrease in the tilt angle of the shaker screen 108. The processor(s) 130 may check whether the detected tilt angle of the shaker screen 108 was profiled to determine that the change was intentional. If the change in the shaker screen tilt angle was intentional, operations continue to block 522. If the change in the shaker screen tilt angle was unintentional (i.e., it was accidental), operations continue to block 524 .
[0038] No bloco 522, é feita uma determinação de que a mudança na velocidade é causada por uma mudança nos parâmetros de perfuração, uma mudança na formação e/ou uma mudança intencional no ângulo de inclinação da tela de agitador. Uma notificação e/ou alarme é gerado, o que indica que uma alteração na velocidade foi detectada. A notificação e/ou alarme pode indicar a causa subjacente da mudança na velocidade. Alternativamente ou além disso, o evento de mudança de velocidade pode ser perfilado em um perfil de eventos. Por exemplo, com referência à FIG. 1, uma notificação e/ou alarme pode ser gerado e enviado para o visor 196. O evento também pode ser perfilado na memória 150. As operações continuam no ponto de transição B, que continua no ponto de transição B do fluxograma 400.[0038] In block 522, a determination is made that the change in speed is caused by a change in drilling parameters, a change in formation, and/or an intentional change in the tilt angle of the stirrer screen. A notification and/or alarm is generated, which indicates that a change in speed has been detected. The notification and/or alarm may indicate the underlying cause of the change in speed. Alternatively or in addition, the speed change event can be profiled in an event profile. For example, with reference to FIG. 1, a notification and/or alarm may be generated and sent to display 196. The event may also be profiled in memory 150. Operations continue at transition point B, which continues at transition point B of flowchart 400.
[0039] No bloco 524, é feita uma determinação de que a mudança na velocidade é causada por uma mudança acidental no ângulo de inclinação da tela de agitador. Mudanças acidentais no ângulo de inclinação da tela de agitador podem surgir devido ao desgaste mecânico, afrouxamento dos parafusos no agitador, etc., o que pode contribuir para a perda de lama de perfuração ou pode causar danos à tela de agitador. Pode ser emitida uma notificação ou alarme que indica que a mudança na velocidade dos fragmentos e cascalhos é devido a uma mudança acidental no ângulo de inclinação da tela de agitador. Alternativamente ou além disso, a mudança na velocidade e a mudança no ângulo de inclinação devido a causas não intencionais podem ser registradas (por exemplo, em um perfil de eventos). Por exemplo, com referência à FIG. 1, o ângulo de inclinação medido e a mudança detectada na velocidade podem ser registrados em um perfil de eventos na memória 150. Uma notificação ou alarme também pode ser gerado e enviado para o visor 196. As operações continuam no ponto de transição B, que continua no ponto de transição B do fluxograma 400.[0039] In block 524, a determination is made that the change in speed is caused by an accidental change in the tilt angle of the stirrer screen. Accidental changes in the tilt angle of the shaker screen may arise due to mechanical wear, loosening of screws on the shaker, etc., which may contribute to the loss of drilling mud or may cause damage to the shaker screen. A notification or alarm may be issued that indicates that the change in speed of the cuttings is due to an accidental change in the tilt angle of the shaker screen. Alternatively or in addition, the change in speed and change in bank angle due to unintentional causes can be recorded (e.g. in an event profile). For example, with reference to FIG. 1, the measured bank angle and the detected change in speed may be recorded in an event profile in memory 150. A notification or alarm may also be generated and sent to the display 196. Operations continue at transition point B, which continues at transition point B of flowchart 400.
[0040] No bloco 412, um tamanho ou área dos fragmentos e cascalhos na tela de agitador é determinado. Em algumas modalidades, um tamanho ou área dos fragmentos e cascalhos pode ser definido como uma área dos fragmentos e cascalhos ("área sob a curva"). Por exemplo, com referência às FIGS. 1 e 3, o dispositivo de imageamento 124 pode capturar uma imagem dos fragmentos e cascalhos 112 na extremidade de descarga 198 da tela de agitador 108. Os dados de imagem adquiridos são comunicados ao sistema de aquisição de dados 152. A área 304 dos fragmentos e cascalhos 302 conforme capturado nos dados de imagem pode ser determinada com base na análise dos dados de imagem (por exemplo, pelo(s) processador(es) 130). Por exemplo, a área 304 sob a curva pode ser determinada identificando a "curva" formada pelo limite superior dos fragmentos e cascalhos 302 na extremidade de descarga 202 acima da estrutura da tela de agitador 200. A área 304 que é então calculada é a área entre a tela de agitador 200 e o limite superior, ou a curva, dos fragmentos e cascalhos 302 na tela de agitador 200. A área 304 dos fragmentos e cascalhos 302 pode ser armazenada na memória 150.[0040] In block 412, a size or area of the fragments and cuttings on the shaker screen is determined. In some embodiments, a size or area of the cuttings may be defined as an area of the cuttings ("area under the curve"). For example, with reference to FIGS. 1 and 3, the imaging device 124 can capture an image of the fragments and cuttings 112 at the discharge end 198 of the shaker screen 108. The acquired image data is communicated to the data acquisition system 152. The area 304 of the fragments and gravel 302 as captured in the image data can be determined based on analysis of the image data (e.g., by processor(s) 130). For example, the area 304 under the curve can be determined by identifying the "curve" formed by the upper limit of cuttings 302 at the discharge end 202 above the agitator screen structure 200. The area 304 that is then calculated is the area between the shaker screen 200 and the upper limit, or curve, of the fragments and cuttings 302 in the shaker screen 200. The area 304 of the fragments and cuttings 302 can be stored in memory 150.
[0041] No bloco 414, um volume dos fragmentos e cascalhos na tela de agitador é determinado com base na velocidade dos fragmentos e cascalhos e na área dos fragmentos e cascalhos na tela de agitador. Por exemplo, na FIG. 1, o(s) processador(es) 130 podem calcular o volume dos fragmentos e cascalhos 112 recuperando da memória 150 a velocidade e a área dos fragmentos e cascalhos 112. O(s) processador(es) 130 calculam o volume dos fragmentos e cascalhos 112 como o produto da velocidade e da área. Em algumas modalidades, a velocidade pode ser determinada com menos frequência do que a área aproximada dos fragmentos e cascalhos porque a velocidade dos fragmentos e cascalhos tende a mudar com menos frequência. Por exemplo, a velocidade pode ser determinada uma vez a cada minuto, a cada cinco minutos, a cada 10 minutos, etc., enquanto uma imagem dos fragmentos e cascalhos é capturada e processada a cada segundo, a cada cinco segundos, a cada 10 segundos, etc. Por conseguinte, o volume de fragmentos e cascalhos pode ser calculado após cada determinação de velocidade e/ou cada determinação de área.[0041] In block 414, a volume of the fragments and cuttings on the agitator screen is determined based on the speed of the fragments and cuttings and the area of the fragments and cuttings on the agitator screen. For example, in FIG. 1, the processor(s) 130 can calculate the volume of the fragments and cuttings 112 by retrieving from memory 150 the speed and area of the fragments and cuttings 112. The processor(s) 130 calculate the volume of the fragments and gravels 112 as the product of velocity and area. In some embodiments, the velocity may be determined less frequently than the approximate area of the cuttings and cuttings because the speed of the cuttings and cuttings tends to change less frequently. For example, the speed may be determined once every minute, every five minutes, every 10 minutes, etc., while an image of the fragments and cuttings is captured and processed every second, every five seconds, every 10 seconds, etc. Therefore, the volume of fragments and cuttings can be calculated after each velocity determination and/or each area determination.
[0042] No bloco 416, é feita uma determinação de se fragmentos e cascalhos e fluido continuam a ser depositados na tela de agitador. Se assim for, as operações do fluxograma 400 retornam ao bloco 408. Caso contrário, as operações dos fluxogramas 400-500 serão concluídas.[0042] In block 416, a determination is made whether fragments and cuttings and fluid continue to be deposited on the agitator screen. If so, flowchart operations 400 return to block 408. Otherwise, flowchart operations 400-500 will be completed.
[0043] A FIG. 6 é um diagrama esquemático de um sistema de plataforma de perfuração, de acordo com algumas modalidades. Por exemplo, na FIG. 6, pode ser visto como um sistema 664 também pode formar uma porção de uma sonda de perfuração 602 localizada na superfície 604 de um poço 606. A perfuração dos poços de petróleo e gás é comumente realizada usando uma coluna de tubos de perfuração conectados entre si para formar uma coluna de perfuração 608 que é abaixada por meio de uma mesa rotatória 610 em um furo de poço ou poço 612. Aqui, a plataforma de perfuração 686 é equipada com uma torre 688 que suporta um guincho.[0043] FIG. 6 is a schematic diagram of a drilling rig system, in accordance with some embodiments. For example, in FIG. 6, it can be seen how a system 664 can also form a portion of a drilling rig 602 located on the surface 604 of a well 606. Drilling of oil and gas wells is commonly performed using a string of drill pipes connected together. to form a drill string 608 which is lowered via a rotary table 610 into a wellbore or shaft 612. Here, the drilling rig 686 is equipped with a derrick 688 which supports a winch.
[0044] A sonda de perfuração 602 pode, assim, fornecer suporte para a coluna de perfuração 608. A coluna de perfuração 608 pode operar para penetrar na mesa rotativa 610 para perfurar o poço 612 através das formações de subsuperfície 614. A coluna de perfuração 608 pode incluir um kelly 616, tubo de perfuração 618 e uma composição de fundo 620, talvez localizada na porção inferior do tubo de perfuração 618.[0044] The drilling rig 602 can thus provide support for the drill string 608. The drill string 608 can operate to penetrate the rotary table 610 to drill the well 612 through the subsurface formations 614. The drill string 608 may include a kelly 616, drill pipe 618, and a bottom composition 620, perhaps located in the lower portion of the drill pipe 618.
[0045] A composição de fundo 620 pode incluir comandos 622, uma ferramenta de fundo de poço 624 e uma broca de perfuração 626. A broca de perfuração 626 pode operar para criar um poço 612 penetrando na superfície 604 e nas formações de subsuperfície 614. A ferramenta de fundo de poço 624 pode compreender qualquer um de uma série de tipos diferentes de ferramentas incluindo ferramentas MWD, ferramentas LWD e outras.[0045] The downhole composition 620 may include controls 622, a downhole tool 624, and a drill bit 626. The drill bit 626 may operate to create a well 612 by penetrating the surface 604 and subsurface formations 614. Downhole tool 624 may comprise any of a number of different types of tools including MWD tools, LWD tools and others.
[0046] Durante as operações de perfuração, a coluna de perfuração 608 (talvez incluindo o Kelly 616, o tubo de perfuração 618 e a composição de fundo 620) pode ser girada pela mesa rotativa 610. Em adição a, ou em alternativa, a composição de fundo 620 pode também ser girada por um motor (por exemplo, um motor de lama) que está localizado no fundo do poço. Os comandos 622 podem ser usados para adicionar peso à broca de perfuração 626. Os comandos 622 também podem operar para enrijecer a composição de fundo 620, permitindo que a composição de fundo 620 transfira o peso adicionado para a broca de perfuração 626 e, por sua vez, auxilie a broca de perfuração 626 a penetrar na superfície 604 e nas formações de subsuperfície 614.[0046] During drilling operations, the drill string 608 (perhaps including the Kelly 616, the drill pipe 618 and the bottom composition 620) may be rotated by the rotary table 610. In addition to, or alternatively, the Bottom composition 620 may also be rotated by a motor (e.g., a mud motor) that is located at the bottom of the well. The controls 622 may be used to add weight to the drill bit 626. The controls 622 may also operate to stiffen the bottom composition 620, allowing the bottom composition 620 to transfer the added weight to the drill bit 626 and in turn time, assist the drill bit 626 to penetrate the surface 604 and subsurface formations 614.
[0047] Durante operações de perfuração, uma bomba de lama 632 pode bombear fluido de perfuração (por vezes conhecido pelos versados na técnica como "lama de perfuração") de um tanque de lama 634 através de uma mangueira 636 para o tubo de perfuração 618 e para baixo para a broca de perfuração 626. O fluido de perfuração pode fluir para fora da broca de perfuração 626 e retornar para a superfície 604 através de uma área anular 640 entre o tubo de perfuração 618 e os lados do poço 612. O fluido de perfuração pode, então, retornar para o tanque de lama 634 onde tal fluido é filtrado. Em algumas modalidades, o fluido de perfuração pode ser usado para resfriar a broca de perfuração 626, bem como para fornecer lubrificação para a broca de perfuração 626 durante operações de perfuração. Adicionalmente, o fluido de perfuração pode ser usado para remover fragmentos da formação de subsuperfície 614 criados pela operação da broca de perfuração 626. São as imagens desses fragmentos e cascalhos que muitas modalidades operam para adquirir e processar.[0047] During drilling operations, a mud pump 632 may pump drilling fluid (sometimes known to those skilled in the art as "drilling mud") from a mud tank 634 through a hose 636 to the drill pipe 618 and downward to the drill bit 626. The drilling fluid may flow out of the drill bit 626 and return to the surface 604 through an annular area 640 between the drill pipe 618 and the sides of the well 612. The fluid drilling may then return to mud tank 634 where such fluid is filtered. In some embodiments, the drilling fluid may be used to cool the drill bit 626 as well as to provide lubrication for the drill bit 626 during drilling operations. Additionally, the drilling fluid can be used to remove fragments of the subsurface formation 614 created by the operation of the drill bit 626. It is the images of these fragments and cuttings that many embodiments operate to acquire and process.
[0048] Assim, com referência agora à FIG. 1, pode ser visto que em algumas modalidades, o sistema 664 pode compreender uma tela de agitador 108 para receber lama de perfuração ou fluido e fragmentos e cascalhos e o sistema 100 como descrito anteriormente.[0048] Thus, referring now to FIG. 1, it can be seen that in some embodiments, the system 664 may comprise an agitator screen 108 for receiving drilling mud or fluid and cuttings and the system 100 as previously described.
[0049] Deve também ser entendido que o aparelho e os sistemas de várias modalidades podem ser utilizados em aplicações diferentes de operações de bombeamento e perfuração e, assim, várias modalidades não serão assim limitadas. As ilustrações do sistema 100 e do sistema 664 se destinam a fornecer uma compreensão geral da estrutura de várias modalidades e não se destinam a servir como uma descrição completa de todos os elementos e características de aparelho e sistemas que possam fazer uso das estruturas aqui descritas.[0049] It should also be understood that the apparatus and systems of various embodiments can be used in applications other than pumping and drilling operations and, thus, various embodiments will not be thus limited. The illustrations of system 100 and system 664 are intended to provide a general understanding of the structure of various embodiments and are not intended to serve as a complete description of all elements and features of apparatus and systems that may make use of the structures described herein.
[0050] As aplicações que podem incluir o novo aparelho e sistemas de várias modalidades incluem circuitos eletrônicos usados em computadores de alta velocidade, circuitos de comunicação e processamento de sinal, modems, módulos de processador, processadores embutidos, comutadores de dados e módulos específicos de aplicação. Tais aparelhos e sistemas podem ainda ser incluídos como subcomponentes dentro de uma variedade de sistemas eletrônicos, como televisores, telefones celulares, computadores pessoais, estações de trabalho, rádios, players de vídeo, veículos, processamento de sinal para ferramentas geotérmicas e sistemas de telemetria de nó de interface de transdutor inteligente, entre outros. Algumas modalidades incluem uma série de métodos.[0050] Applications that may include the new apparatus and systems of various embodiments include electronic circuits used in high-speed computers, communication and signal processing circuits, modems, processor modules, embedded processors, data switches and specific modules. application. Such devices and systems may further be included as subcomponents within a variety of electronic systems, such as televisions, cell phones, personal computers, workstations, radios, video players, vehicles, signal processing for geothermal tools, and telemetry systems. smart transducer interface node, among others. Some embodiments include a series of methods.
[0051] A FIG. 7 representa um computador de exemplo, de acordo com algumas modalidades. O computador inclui um processador 701 (possivelmente incluindo múltiplos processadores, múltiplos núcleos, múltiplos nós e/ou implementação de multi-threading, etc.). O computador inclui memória 707. A memória 707 pode ser a memória do sistema (por exemplo, um ou mais de cache, SRAM, DRAM, RAM de capacitor zero, RAM de transistor duplo, eDRAM, RAM EDO, RAM DDR, EEPROM, NRAM, RRAM, SONOS, PRAM, etc.) ou qualquer uma ou mais das realizações possíveis já descritas acima de meio legível por máquina. O sistema de computador também inclui um barramento 703 (por exemplo, PCI, ISA, PCI-Express, barramento HyperTransport®, barramento InfiniBand®, NuBus, etc.) e uma interface de rede 705 (por exemplo, uma interface Fibre Channel, uma interface Ethernet, uma interface de sistema de computador pequeno da Internet, interface SONET, interface sem fio, etc.).[0051] FIG. 7 represents an example computer, according to some embodiments. The computer includes a processor 701 (possibly including multiple processors, multiple cores, multiple nodes and/or multi-threading implementation, etc.). The computer includes memory 707. Memory 707 may be system memory (e.g., one or more of cache, SRAM, DRAM, zero-capacitor RAM, dual-transistor RAM, eDRAM, EDO RAM, DDR RAM, EEPROM, NRAM , RRAM, SONOS, PRAM, etc.) or any one or more of the possible embodiments already described above of machine-readable medium. The computer system also includes a bus 703 (e.g., PCI, ISA, PCI-Express, HyperTransport® bus, InfiniBand® bus, NuBus, etc.) and a network interface 705 (e.g., a Fiber Channel interface, a Ethernet interface, an Internet small computer system interface, SONET interface, wireless interface, etc.).
[0052] O computador também inclui um analisador 711 e um controlador 715. O analisador 711 pode realizar processamento e análise dos fragmentos e cascalhos de fundo de poço com base nos reflexos das ondas eletromagnéticas e nas imagens capturadas (como descrito acima). O controlador 715 pode controlar o radar e o dispositivo de imageamento, bem como as diferentes operações que podem ocorrer na resposta aos resultados da análise. Por exemplo, o controlador 715 pode comunicar instruções ao equipamento, dispositivos, etc. apropriados para alterar as operações de perfuração. Qualquer uma das funcionalidades descritas anteriormente pode ser parcialmente (ou totalmente) implementada em hardware e/ou no processador 701. Por exemplo, a funcionalidade pode ser implementada com um circuito integrado específico de aplicação, na lógica implementada no processador 701, em um coprocessador em um dispositivo periférico ou cartão, etc. Além disso, as realizações podem incluir menos componentes ou componentes adicionais não ilustrados na Figura 7 (por exemplo, placas de vídeo, placas de áudio, interfaces de rede adicionais, dispositivos periféricos, etc.). O processador 701 e a interface de rede 705 são acoplados ao barramento 703. Embora ilustrado como sendo acoplado ao barramento 703, a memória 707 pode ser acoplada ao processador 701. Embora representadas como um computador, algumas modalidades podem ser qualquer tipo de dispositivo ou aparelho para executar as operações aqui descritas.[0052] The computer also includes an analyzer 711 and a controller 715. The analyzer 711 can perform processing and analysis of downhole cuttings and cuttings based on electromagnetic wave reflections and captured images (as described above). The controller 715 can control the radar and imaging device, as well as the different operations that may occur in response to the analysis results. For example, controller 715 may communicate instructions to equipment, devices, etc. suitable for changing drilling operations. Any of the previously described functionality may be partially (or fully) implemented in hardware and/or in processor 701. For example, the functionality may be implemented with an application-specific integrated circuit, in logic implemented in processor 701, in a coprocessor in a peripheral device or card, etc. Furthermore, embodiments may include fewer components or additional components not illustrated in Figure 7 (e.g., video cards, audio cards, additional network interfaces, peripheral devices, etc.). Processor 701 and network interface 705 are coupled to bus 703. Although illustrated as being coupled to bus 703, memory 707 may be coupled to processor 701. Although depicted as a computer, some embodiments may be any type of device or apparatus to perform the operations described here.
[0053] Será compreendido que cada bloco das ilustrações de fluxograma e/ou diagramas de blocos, e combinações de blocos nas ilustrações de fluxograma e/ou diagramas de blocos, podem ser implementadas por código de programa. O código do programa pode ser fornecido a um processador de um computador de uso geral, computador de uso especial ou outra máquina ou aparelho programável.[0053] It will be understood that each block of the flowchart illustrations and/or block diagrams, and combinations of blocks in the flowchart illustrations and/or block diagrams, can be implemented by program code. The program code may be supplied to a processor of a general purpose computer, special purpose computer, or other programmable machine or apparatus.
[0054] Como será apreciado, aspectos da divulgação podem ser incorporados como um sistema, método ou código/instruções de programa armazenados em uma ou mais mídias legíveis por máquina. Por conseguinte, os aspectos podem assumir a forma de hardware, software (incluindo firmware, software residente, microcódigo, etc.), ou uma combinação de aspectos de software e hardware que podem ser geralmente referidos neste documento como um "circuito", "módulo" ou "sistema". A funcionalidade apresentada como módulos/unidades individuais nas ilustrações de exemplo pode ser organizada de forma diferente de acordo com qualquer plataforma (sistema operacional e/ou hardware), ecossistema de aplicativos, interfaces, preferências do programador, linguagem de programação, preferências do administrador, etc.[0054] As will be appreciated, aspects of the disclosure may be embodied as a system, method, or program code/instructions stored on one or more machine-readable media. Accordingly, the aspects may take the form of hardware, software (including firmware, resident software, microcode, etc.), or a combination of software and hardware aspects which may be generally referred to herein as a "circuit", "module " or "system". The functionality presented as individual modules/units in the example illustrations may be organized differently according to any platform (operating system and/or hardware), application ecosystem, interfaces, programmer preferences, programming language, administrator preferences, etc.
[0055] Qualquer combinação de um ou mais meios legíveis por máquina pode ser utilizada. O meio legível por máquina pode ser um meio de sinal legível por máquina ou um meio de armazenamento legível por máquina. Um meio de armazenamento legível por máquina pode ser, por exemplo, mas não limitado a, um sistema, aparelho ou dispositivo, que emprega qualquer um ou uma combinação de tecnologia eletrônica, magnética, óptica, eletromagnética, infravermelha ou semicondutora para armazenar o código do programa. Exemplos mais específicos (uma lista não exaustiva) do meio de armazenamento legível por máquina incluiriam o seguinte: um disquete de computador portátil, um disco rígido, uma memória de acesso aleatório (RAM), uma memória somente leitura (ROM), uma memória somente leitura programável apagável (EPROM ou memória Flash), uma memória somente leitura de disco compacto portátil (CD-ROM), um dispositivo de armazenamento óptico, um dispositivo de armazenamento magnético ou qualquer combinação adequada dos anteriores. No contexto deste documento, um meio de armazenamento legível por máquina pode ser qualquer meio tangível que pode conter ou armazenar um programa para uso por ou em conexão com um sistema, aparelho ou dispositivo de execução de instrução. Um meio de armazenamento legível por máquina não é um meio de sinal legível por máquina.[0055] Any combination of one or more machine-readable media may be used. The machine-readable medium may be a machine-readable signal medium or a machine-readable storage medium. A machine-readable storage medium may be, for example, but not limited to, a system, apparatus or device, which employs any one or a combination of electronic, magnetic, optical, electromagnetic, infrared or semiconductor technology to store the code of the program. More specific examples (a non-exhaustive list) of machine-readable storage media would include the following: a portable computer floppy disk, a hard drive, a random access memory (RAM), a read-only memory (ROM), a memory only erasable programmable read-only memory (EPROM or Flash memory), a portable compact disk read-only memory (CD-ROM), an optical storage device, a magnetic storage device, or any suitable combination of the foregoing. In the context of this document, a machine-readable storage medium may be any tangible medium that can contain or store a program for use by or in connection with an instruction execution system, apparatus, or device. A machine-readable storage medium is not a machine-readable signal medium.
[0056] Um meio de sinal legível por máquina pode incluir um sinal de dados propagado com código de programa legível por máquina incorporado no mesmo, por exemplo, em banda base ou como parte de uma onda transportadora. Tal sinal propagado pode assumir qualquer uma de uma variedade de formas, incluindo, mas não se limitando a, eletromagnética, óptica ou qualquer combinação adequada dos mesmos. Um meio de sinal legível por máquina pode ser qualquer meio legível por máquina que não seja um meio de armazenamento legível por máquina e que pode se comunicar, propagar ou transportar um programa para uso por ou em conexão com um sistema, aparelho ou dispositivo de execução de instrução.[0056] A machine-readable signal medium may include a propagated data signal with machine-readable program code incorporated therein, for example, in baseband or as part of a carrier wave. Such propagated signal may take any of a variety of forms, including, but not limited to, electromagnetic, optical or any suitable combination thereof. A machine-readable signal medium may be any machine-readable medium that is not a machine-readable storage medium and that can communicate, propagate or transport a program for use by or in connection with an execution system, apparatus or device of instruction.
[0057] O código de programa incorporado em um meio legível por máquina pode ser transmitido usando qualquer meio apropriado, incluindo, mas não se limitando a, cabo sem fio, cabo de aço, cabo de fibra óptica, RF, etc., ou qualquer combinação adequada dos anteriores.[0057] Program code embodied in a machine-readable medium may be transmitted using any appropriate means, including, but not limited to, wireless cable, steel cable, fiber optic cable, RF, etc., or any appropriate combination of the above.
[0058] O código de programa de computador para realizar operações para aspectos da divulgação pode ser escrito em qualquer combinação de uma ou mais linguagens de programação, incluindo uma linguagem de programação orientada a objetos, como a linguagem de programação Java®, C++ ou semelhante; uma linguagem de programação dinâmica, como Python; uma linguagem de script, como linguagem de programação Perl ou linguagem de script PowerShell; e linguagens de programação procedurais convencionais, como a linguagem de programação "C" ou linguagens de programação semelhantes. O código do programa pode ser executado inteiramente em uma máquina autônoma, pode ser executado de maneira distribuída em várias máquinas e pode ser executado em uma máquina enquanto fornece resultados e/ou aceita entrada em outra máquina.[0058] Computer program code for performing operations for aspects of the disclosure may be written in any combination of one or more programming languages, including an object-oriented programming language, such as Java® programming language, C++, or the like. ; a dynamic programming language, such as Python; a scripting language, such as Perl programming language or PowerShell scripting language; and conventional procedural programming languages, such as the "C" programming language or similar programming languages. Program code can run entirely on a standalone machine, can run in a distributed manner across multiple machines, and can run on one machine while providing results and/or accepting input on another machine.
[0059] O código/instruções do programa também podem ser armazenados em um meio legível por máquina que pode direcionar uma máquina para funcionar de uma maneira particular, de modo que as instruções armazenadas no meio legível por máquina produzam um artigo de fabricação incluindo instruções que implementam a função/ato especificado no fluxograma e/ou bloco ou blocos do diagrama de bloco.[0059] Program code/instructions may also be stored on a machine-readable medium that can direct a machine to function in a particular manner, such that the instructions stored on the machine-readable medium produce an article of manufacture including instructions that implement the function/act specified in the flowchart and/or block or blocks of the block diagram.
[0060] O uso do aparelho, sistemas e métodos divulgados neste documento pode fornecer a capacidade de monitorar mudanças nas partículas de fundo de poço (por exemplo, fragmentos e cascalhos), de modo que o impacto das propriedades e atividades do fluido de perfuração no campo possa ser avaliado imediatamente. Essa capacidade pode ser usada para aumentar a eficiência, redirecionando as operações de bombeamento e perfuração em tempo real, talvez como parte de um sistema de controle de circuito fechado.[0060] Use of the apparatus, systems, and methods disclosed herein may provide the ability to monitor changes in downhole particles (e.g., cuttings and cuttings) so that the impact of drilling fluid properties and activities on the field can be evaluated immediately. This capability can be used to increase efficiency by redirecting pumping and drilling operations in real time, perhaps as part of a closed-loop control system.
[0061] Embora os aspectos da divulgação sejam descritos com referência a várias implementações e explorações, será entendido que esses aspectos são ilustrativos e que o escopo das reivindicações não está limitado a eles. Em geral, as técnicas para processamento e análise de partículas de fundo de poço, conforme descrito neste documento, podem ser implementadas com instalações consistentes com qualquer sistema de hardware ou sistemas de hardware. Muitas variações, modificações, acréscimos e melhorias são possíveis.[0061] Although aspects of the disclosure are described with reference to various implementations and exploitations, it will be understood that these aspects are illustrative and that the scope of the claims is not limited thereto. In general, the techniques for processing and analyzing downhole particles as described herein can be implemented with facilities consistent with any hardware system or hardware systems. Many variations, modifications, additions and improvements are possible.
[0062] Instâncias plurais podem ser fornecidas para componentes, operações ou estruturas aqui descritas como uma instância única. Finalmente, os limites entre vários componentes, operações e armazenamentos de dados são um tanto arbitrários e operações específicas são ilustradas no contexto de configurações ilustrativas específicas. Outras alocações de funcionalidade são previstas e podem cair dentro do escopo da divulgação. Em geral, as estruturas e a funcionalidade apresentadas como componentes separados em configurações de exemplo podem ser implementadas como uma estrutura ou componente combinado. Da mesma forma, as estruturas e a funcionalidade apresentadas como um componente simples podem ser implementadas como componentes separados. Estas e outras variações, modificações, acréscimos e melhorias podem cair dentro do escopo da divulgação.[0062] Plural instances may be provided for components, operations or structures described herein as a single instance. Finally, the boundaries between various components, operations, and data stores are somewhat arbitrary, and specific operations are illustrated in the context of specific illustrative configurations. Other functionality allocations are anticipated and may fall within the scope of the disclosure. In general, the frameworks and functionality presented as separate components in example configurations can be implemented as a combined framework or component. Likewise, structures and functionality presented as a single component can be implemented as separate components. These and other variations, modifications, additions and improvements may fall within the scope of the disclosure.
[0063] O uso da frase "pelo menos um de" precedendo uma lista com a conjunção "e" não deve ser tratado como uma lista exclusiva e não deve ser interpretado como uma lista de categorias com um item de cada categoria, a menos que especificamente indicado de outra forma. Uma cláusula que recita “pelo menos um de A, B e C” pode ser infringida com apenas um dos itens listados, vários dos itens listados e um ou mais dos itens na lista e outro item não listado.[0063] The use of the phrase "at least one of" preceding a list with the conjunction "and" should not be treated as an exclusive list and should not be interpreted as a list of categories with one item from each category, unless specifically stated otherwise. A clause that recites “at least one of A, B and C” may be violated with just one of the items listed, several of the items listed, and one or more of the items in the list and one item not listed.
[0064] As modalidades de exemplo incluem o seguinte:[0064] Example embodiments include the following:
[0065] Modalidade 1: Um método que compreende: depositar, em uma tela de agitador, uma pluralidade de materiais de fundo de poço e fluidos que chegam a uma superfície de um poço como resultado de uma operação de fundo de poço no poço, em que os materiais de fundo de poço compreendem fragmentos e cascalhos; separar, usar a tela de agitador, os materiais de fundo de poço dos fluidos; emitir, usando um radar, uma onda eletromagnética em direção a pelo menos uma de uma extremidade de descarga da tela de agitador e um trânsito; detectar um reflexo da onda eletromagnética refletida em pelo menos uma porção dos materiais de fundo de poço; e determinar, com base no reflexo da onda eletromagnética, uma velocidade do material de fundo de poço avançando ao longo de pelo menos um do trânsito e da tela de agitador em direção à extremidade de descarga da tela de agitador.[0065] Embodiment 1: A method comprising: depositing, on a shaker screen, a plurality of downhole materials and fluids arriving at a surface of a well as a result of a downhole operation in the well, in that downhole materials comprise fragments and cuttings; separate, use the shaker screen, the downhole materials from the fluids; emitting, using a radar, an electromagnetic wave towards at least one of a discharge end of the shaker screen and a transit; detecting a reflection of the electromagnetic wave reflected from at least a portion of the downhole materials; and determining, based on the reflection of the electromagnetic wave, a velocity of the downhole material advancing along at least one of the transit and the shaker screen toward the discharge end of the shaker screen.
[0066] Modalidade 2: O método da Modalidade 1, compreendendo ainda: determinar uma área de pelo menos a porção dos materiais de fundo de poço; e determinar um volume dos materiais de fundo de poço com base na velocidade dos materiais de fundo de poço avançando ao longo de pelo menos uma da tela de agitador em direção à extremidade de descarga da tela de agitador e no trânsito e na área de pelo menos a porção dos materiais de fundo do poço.[0066] Modality 2: The method of Modality 1, further comprising: determining an area of at least the portion of the downhole materials; and determining a volume of the downhole materials based on the velocity of the downhole materials advancing along at least one of the shaker screen toward the discharge end of the shaker screen and the traffic and area of at least the portion of downhole materials.
[0067] Modalidade 3: O método da Modalidade 2, em que a determinação do volume dos materiais de fundo de poço compreende calcular um produto da velocidade dos materiais de fundo de poço e da área de pelo menos uma porção dos materiais de fundo de poço.[0067] Mode 3: The method of Mode 2, wherein determining the volume of the downhole materials comprises calculating a product of the velocity of the downhole materials and the area of at least a portion of the downhole materials .
[0068] Modalidade 4: O método de qualquer uma das Modalidades 1-3, em que determinar a velocidade dos materiais de fundo de poço compreende: determinar uma diferença na frequência entre a onda eletromagnética emitida pelo radar e o reflexo da onda eletromagnética; e calcular a velocidade dos materiais de fundo de poço, com base na diferença de frequência.[0068] Modality 4: The method of any of Modalities 1-3, in which determining the velocity of downhole materials comprises: determining a difference in frequency between the electromagnetic wave emitted by the radar and the reflection of the electromagnetic wave; and calculate the velocity of downhole materials based on the frequency difference.
[0069] Modalidade 5: O método de qualquer uma das Modalidades 1-4 compreendendo ainda correlacionar um ângulo de inclinação de pelo menos um da tela de agitador e do trânsito para a velocidade dos materiais de fundo de poço.[0069] Modality 5: The method of any of Modalities 1-4 further comprising correlating an inclination angle of at least one of the stirrer screen and the transit to the velocity of the downhole materials.
[0070] Modalidade 6: O método da Modalidade 5, compreendendo ainda determinar que o ângulo de inclinação de pelo menos um da tela de agitador e do trânsito precisa ser corrigido com base na correlação do ângulo de inclinação de pelo menos um da tela de agitador e do trânsito para a velocidade dos materiais de fundo de poço.[0070] Embodiment 6: The method of Embodiment 5, further comprising determining that the tilt angle of at least one of the shaker screen and the transit needs to be corrected based on the correlation of the tilt angle of at least one of the shaker screen and from transit to the velocity of downhole materials.
[0071] Modalidade 7: O método da Modalidade 6, em que determinar que o ângulo de inclinação de pelo menos um da tela de agitador e o trânsito precisam ser corrigidos compreende: determinar se uma mudança na velocidade dos materiais de fundo de poço excedeu um limiar de velocidade; e em resposta à mudança na velocidade excedendo o limiar de velocidade, determinar se a mudança na velocidade é resultado de uma mudança em um ângulo de uma inclinação de pelo menos um da tela de agitador e do trânsito excedendo um limiar de erro ou um aumento em uma quantidade de material de fundo de poço retornando do fundo de poço; gerar um alarme para uma mudança na velocidade; em resposta à mudança na velocidade sendo o resultado do aumento na quantidade de material de fundo de poço retornando do fundo de poço, determinar se o aumento na quantidade de material de fundo de poço é resultado de uma mudança nos parâmetros de perfuração ou uma mudança na formação sendo perfurada e gerar um alarme para velocidade aumentada e determinar uma causa de retornos crescentes devido à mudança em parâmetros de perfuração ou uma formação sendo perfurada; e em resposta à mudança na velocidade excedendo o limiar de velocidade sendo o resultado da mudança no ângulo de inclinação de pelo menos um da tela de agitador e o trânsito excedendo o limiar de erro e que a mudança no ângulo de inclinação não foi intencional, gerar um alarme de que há um erro no ângulo de inclinação de pelo menos um da tela de agitador e do trânsito.[0071] Embodiment 7: The method of Embodiment 6, wherein determining that the tilt angle of at least one of the shaker screen and the transit needs to be corrected comprises: determining whether a change in the velocity of downhole materials has exceeded a speed threshold; and in response to the change in speed exceeding the speed threshold, determine whether the change in speed is the result of a change in an angle of a slope of at least one of the shaker screen and the traffic exceeding an error threshold or an increase in an amount of downhole material returning from the bottom of the hole; generate an alarm for a change in speed; in response to the change in velocity being the result of the increase in the amount of downhole material returning from the bottomhole, determine whether the increase in the amount of downhole material is the result of a change in drilling parameters or a change in formation being drilled and generating an alarm for increased velocity and determining a cause of increasing returns due to change in drilling parameters or a formation being drilled; and in response to the change in speed exceeding the speed threshold being the result of the change in the tilt angle of at least one of the shaker screen and the traffic exceeding the error threshold and that the change in tilt angle was unintentional, generate an alarm that there is an error in the tilt angle of at least one of the shaker and transit screen.
[0072] Modalidade 8: Um ou mais meios legíveis por máquina não transitórios compreendendo código de programa executável por um processador para fazer um dispositivo: receber um valor de reflexo de um reflexo de uma onda eletromagnética que refletiu em pelo menos uma porção de materiais de fundo de poço depositados em pelo menos um de uma tela de agitador e um trânsito, em que o reflexo é baseado na emissão da onda eletromagnética de um radar em direção a pelo menos uma de uma extremidade de descarga da tela de agitador e do trânsito; determinar, com base no valor de reflexo, uma velocidade dos materiais de fundo de poço avançando ao longo da tela de agitador em direção a pelo menos uma das extremidades de descarga da tela de agitador e do trânsito; determinar uma área dos materiais de fundo de poço em pelo menos um da tela de agitador e do trânsito; e determinar um volume dos materiais de fundo de poço com base na velocidade dos materiais de fundo de poço avançando ao longo da tela de agitador em direção à extremidade de descarga da tela de agitador e na área dos materiais de fundo do poço na tela de agitador.[0072] Embodiment 8: One or more non-transitory machine-readable media comprising program code executable by a processor for making a device: receive a reflection value from a reflection of an electromagnetic wave that has reflected from at least a portion of materials of downhole deposited in at least one of a shaker screen and a transit, wherein the reflection is based on the emission of the electromagnetic wave from a radar towards at least one of a discharge end of the shaker screen and the transit; determining, based on the reflection value, a velocity of the downhole materials advancing along the shaker screen toward at least one of the discharge ends of the shaker screen and transit; determining an area of downhole materials in at least one of the shaker screen and transit; and determining a volume of the downhole materials based on the velocity of the downhole materials advancing along the shaker screen toward the discharge end of the shaker screen and the area of the downhole materials on the shaker screen .
[0073] Modalidade 9: Os um ou mais meios legíveis por máquina não transitórios da Modalidade 8, em que o código de programa para determinar o volume dos materiais de fundo de poço compreende código de programa executável pelo processador para fazer com que o dispositivo calcule um produto da velocidade dos materiais de fundo de poço e da área dos materiais de fundo de poço.[0073] Embodiment 9: The one or more non-transitory machine-readable means of Embodiment 8, wherein the program code for determining the volume of the downhole materials comprises program code executable by the processor to cause the device to calculate a product of the velocity of the downhole materials and the area of the downhole materials.
[0074] Modalidade 10: Os um ou mais meios legíveis por máquina não transitórios da Modalidade 8 ou 9, em que o código de programa para determinar a velocidade dos materiais de fundo de poço compreende código de programa executável pelo processador para fazer o dispositivo: determinar uma diferença na frequência entre a onda eletromagnética emitida pelo radar e o reflexo da onda eletromagnética; e calcular a velocidade dos materiais de fundo de poço, com base na diferença de frequência.[0074] Embodiment 10: The one or more non-transitory machine-readable means of Embodiment 8 or 9, wherein the program code for determining the velocity of downhole materials comprises program code executable by the processor for making the device: determine a difference in frequency between the electromagnetic wave emitted by the radar and the reflection of the electromagnetic wave; and calculate the velocity of downhole materials based on the frequency difference.
[0075] Modalidade 11: Os um ou mais meios legíveis por máquina não transitórios de qualquer uma das Modalidades 8-10 compreendendo ainda o código de programa executável pelo processador para fazer com que o dispositivo correlacione um ângulo de inclinação de pelo menos um da tela de agitador e o trânsito para a velocidade dos materiais de fundo de poço.[0075] Embodiment 11: The one or more non-transitory machine-readable media of any of Embodiments 8-10 further comprising program code executable by the processor to cause the device to correlate a tilt angle of at least one of the screen agitator and transit for the velocity of downhole materials.
[0076] Modalidade 12: Os uma ou mais meios legíveis por máquina não transitórios da Modalidade 11, compreendendo ainda o código de programa executável pelo processador para fazer o dispositivo determinar que o ângulo de inclinação de pelo menos um da tela de agitador e do trânsito precisa ser corrigido com base na correlação do ângulo de inclinação de pelo menos um da tela de agitador e do trânsito para a velocidade dos materiais de fundo de poço.[0076] Embodiment 12: The one or more non-transitory machine-readable means of Embodiment 11, further comprising program code executable by the processor for causing the device to determine the tilt angle of at least one of the shaker screen and the transit needs to be corrected based on the correlation of the tilt angle of at least one of the shaker screen and the transit to the velocity of the downhole materials.
[0077] Modalidade 13: Os um ou mais meios legíveis por máquina não transitórios da Modalidade 12, em que o código do programa para determinar que o ângulo de inclinação de pelo menos um da tela de agitador e do trânsito precisa ser corrigido compreende o código do programa executável pelo processador para fazer o dispositivo: determinar se uma mudança na velocidade dos materiais de fundo de poço excedeu um limiar de velocidade; e em resposta à mudança na velocidade excedendo o limiar de velocidade, determinar se a mudança na velocidade é resultado de uma mudança em um ângulo de uma inclinação de pelo menos um da tela de agitador e do trânsito excedendo um limiar de erro ou um aumento em uma quantidade de material de fundo de poço retornando do fundo de poço; gerar um alarme para uma mudança na velocidade; em resposta à mudança na velocidade sendo o resultado do aumento na quantidade de material de fundo de poço retornando do fundo de poço, determinar se o aumento na quantidade de material de fundo de poço é resultado de uma mudança nos parâmetros de perfuração ou uma mudança na formação sendo perfurada e gerar um alarme para velocidade aumentada e determinar uma causa de retornos crescentes devido à mudança em parâmetros de perfuração ou uma formação sendo perfurada; e em resposta à mudança na velocidade excedendo o limiar de velocidade sendo o resultado da mudança no ângulo de inclinação de pelo menos um da tela de agitador e o trânsito excedendo o limiar de erro e que a mudança no ângulo de inclinação não foi intencional, gerar um alarme de que há um erro no ângulo de inclinação de pelo menos um da tela de agitador e do trânsito.[0077] Embodiment 13: The one or more non-transitory machine-readable means of Embodiment 12, wherein the program code for determining that the tilt angle of at least one of the shaker screen and the transit needs to be corrected comprises the code of the program executable by the processor to make the device: determine whether a change in the velocity of downhole materials exceeded a velocity threshold; and in response to the change in speed exceeding the speed threshold, determine whether the change in speed is the result of a change in an angle of a slope of at least one of the shaker screen and the traffic exceeding an error threshold or an increase in an amount of downhole material returning from the bottom of the hole; generate an alarm for a change in speed; in response to the change in velocity being the result of the increase in the amount of downhole material returning from the bottomhole, determine whether the increase in the amount of downhole material is the result of a change in drilling parameters or a change in formation being drilled and generating an alarm for increased velocity and determining a cause of increasing returns due to change in drilling parameters or a formation being drilled; and in response to the change in speed exceeding the speed threshold being the result of the change in the tilt angle of at least one of the shaker screen and the traffic exceeding the error threshold and that the change in tilt angle was unintentional, generate an alarm that there is an error in the tilt angle of at least one of the shaker and transit screen.
[0078] Modalidade 14: Um aparelho que compreende: uma tela de agitador na qual os materiais de fundo de poço e o fluido de um poço devem ser colocados, os materiais de fundo de poço um produto de uma operação de fundo de poço; um agitador para vibrar a tela de agitador para separar os materiais de fundo de poço do fluido; um radar para emitir uma onda eletromagnética sobre os materiais de fundo de poço em pelo menos um da tela de agitador e de um trânsito e detectar um reflexo da onda eletromagnética refletido em pelo menos uma porção dos materiais de fundo de poço; e um dispositivo para determinar uma velocidade dos materiais de fundo de poço avançando ao longo de pelo menos uma da tela de agitador em direção a uma extremidade de descarga da tela de agitador e o trânsito.[0078] Embodiment 14: An apparatus comprising: a shaker screen into which downhole materials and fluid from a well are to be placed, the downhole materials a product of a downhole operation; a shaker to vibrate the shaker screen to separate downhole materials from the fluid; a radar for emitting an electromagnetic wave onto the downhole materials in at least one of the shaker screen and a transit and detecting a reflection of the electromagnetic wave reflected from at least a portion of the downhole materials; and a device for determining a velocity of downhole materials advancing along at least one of the shaker screen toward a discharge end of the shaker screen and transit.
[0079] Modalidade 15: O aparelho da Modalidade 14 compreendendo ainda o dispositivo para: determinar uma área dos materiais de fundo de poço em pelo menos um da tela de agitador e do trânsito; e determinar um volume dos materiais de fundo de poço com base na velocidade dos materiais de fundo de poço avançando ao longo de pelo menos um da tela de agitador em direção à extremidade de descarga da tela de agitador e o trânsito e a área dos materiais de fundo de poço em pelo menos um da tela de agitador e o trânsito.[0079] Embodiment 15: The apparatus of Embodiment 14 further comprising the device for: determining an area of downhole materials in at least one of the agitator screen and the transit; and determining a volume of the downhole materials based on the velocity of the downhole materials advancing along at least one of the shaker screen toward the discharge end of the shaker screen and the transit and area of the shaker screen materials. bottoming out in at least one of the shaker screen and the transit.
[0080] Modalidade 16: O aparelho da Modalidade 15, em que o dispositivo para determinar o volume dos materiais de fundo de poço compreende o dispositivo para calcular um produto da velocidade dos materiais de fundo de poço e da área dos materiais de fundo de poço.[0080] Embodiment 16: The apparatus of Embodiment 15, wherein the device for determining the volume of the downhole materials comprises the device for calculating a product of the velocity of the downhole materials and the area of the downhole materials .
[0081] Modalidade 17: O aparelho de qualquer uma das Modalidades 14-16, em que o dispositivo para determinar a velocidade dos materiais de fundo de poço compreende o dispositivo para: determinar uma diferença na frequência entre a onda eletromagnética emitida pelo radar e o reflexo da onda eletromagnética; e calcular a velocidade dos materiais de fundo de poço, com base na diferença de frequência.[0081] Embodiment 17: The apparatus of any of Embodiments 14-16, wherein the device for determining the velocity of downhole materials comprises the device for: determining a difference in frequency between the electromagnetic wave emitted by the radar and the electromagnetic wave reflection; and calculate the velocity of downhole materials based on the frequency difference.
[0082] Modalidade 18: O aparelho de qualquer uma das Modalidades 14-17, compreendendo ainda o dispositivo para correlacionar um ângulo de inclinação de pelo menos um da tela de agitador e do trânsito com a velocidade dos materiais de fundo de poço.[0082] Embodiment 18: The apparatus of any of Embodiments 14-17, further comprising the device for correlating an inclination angle of at least one of the agitator screen and the transit with the velocity of the downhole materials.
[0083] Modalidade 19: O aparelho da Modalidade 18, compreendendo ainda o dispositivo para determinar que o ângulo de inclinação de pelo menos um da tela de agitador e do trânsito precisa ser corrigido com base na correlação do ângulo de inclinação de pelo menos um da tela de agitador e do trânsito para a velocidade dos materiais de fundo de poço.[0083] Embodiment 19: The apparatus of Embodiment 18, further comprising the device for determining that the tilt angle of at least one of the agitator screen and the transit needs to be corrected based on correlating the tilt angle of at least one of the shaker screen and transit to speed downhole materials.
[0084] Modalidade 20: O aparelho da Modalidade 19, em que o dispositivo para determinar que o ângulo de inclinação de pelo menos um da tela de agitador e o trânsito precisam ser corrigidos compreende o dispostivo para: determinar se uma mudança na velocidade dos materiais de fundo de poço excedeu um limiar de velocidade; e em resposta à mudança na velocidade excedendo o limiar de velocidade, determinar se a mudança na velocidade é resultado de uma mudança em um ângulo de uma inclinação de pelo menos um da tela de agitador e do trânsito ou um aumento em uma quantidade de material de fundo de poço retornando do fundo de poço; gerar um alarme para uma mudança na velocidade; em resposta à mudança na velocidade sendo o resultado do aumento na quantidade de material de fundo de poço retornando do fundo de poço, determinar se o aumento na quantidade de material de fundo de poço é resultado de uma mudança nos parâmetros de perfuração ou uma mudança na formação sendo perfurada e gerar um alarme para velocidade aumentada e determinar uma causa de retornos crescentes devido à mudança em parâmetros de perfuração ou uma formação sendo perfurada; e em resposta à mudança na velocidade excedendo o limiar de velocidade sendo o resultado da mudança no ângulo de inclinação de pelo menos um da tela de agitador e o trânsito excedendo o limiar de erro e que a mudança no ângulo de inclinação não foi intencional, gerar um alarme de que há um erro no ângulo de inclinação de pelo menos um da tela de agitador e do trânsito.[0084] Embodiment 20: The apparatus of Embodiment 19, wherein the device for determining that the angle of inclination of at least one of the agitator screen and the transit needs to be corrected comprises the device for: determining whether a change in the speed of the materials downhole exceeded a velocity threshold; and in response to the change in speed exceeding the speed threshold, determining whether the change in speed is the result of a change in an angle of a slope of at least one of the agitator screen and the traffic or an increase in an amount of material of bottomhole returning from the bottom of the well; generate an alarm for a change in speed; in response to the change in velocity being the result of the increase in the amount of downhole material returning from the bottomhole, determine whether the increase in the amount of downhole material is the result of a change in drilling parameters or a change in formation being drilled and generating an alarm for increased velocity and determining a cause of increasing returns due to change in drilling parameters or a formation being drilled; and in response to the change in speed exceeding the speed threshold being the result of the change in the tilt angle of at least one of the shaker screen and the traffic exceeding the error threshold and that the change in tilt angle was unintentional, generate an alarm that there is an error in the tilt angle of at least one of the shaker and transit screen.
Claims (4)
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201862680438P | 2018-06-04 | 2018-06-04 | |
US62/680,438 | 2018-06-04 | ||
PCT/US2019/032967 WO2019236272A1 (en) | 2018-06-04 | 2019-05-17 | Velocity measurement of drilled cuttings on a shaker |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
BR112020021857A2 BR112020021857A2 (en) | 2021-02-23 |
BR112020021857B1 true BR112020021857B1 (en) | 2024-06-25 |
Family
ID=
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US20220275694A1 (en) | Velocity measurement of drilled cuttings on a shaker | |
US11906395B2 (en) | Shaker vibration and downhole cuttings measurement analysis and processing | |
US11401806B2 (en) | Volume, size, and shape analysis of downhole particles | |
EP2781086B1 (en) | Down hole cuttings analysis | |
US11280175B2 (en) | Determining the volume of cuttings | |
US10047604B2 (en) | System for tracking and sampling wellbore cuttings using RFID tags | |
RU2016117367A (en) | Predictability of drillability based on electromagnetic radiation emitted during drilling operations | |
US11688172B2 (en) | Object imaging and detection systems and methods | |
US11149505B2 (en) | Drilling fluid flow measurement in an open channel fluid conduit | |
WO2020214222A1 (en) | Nmr data acquisition while switching nmr activation sets | |
FR3031131A1 (en) | REAL-TIME PERFORMANCE ANALYZER FOR DRILLING OPERATIONS | |
US11753925B2 (en) | Apparatus and related methods to determine hole cleaning, well bore stability and volumetric cuttings measurements | |
US11371340B2 (en) | Determination of borehole shape using standoff measurements | |
BR112020021857B1 (en) | METHOD | |
BR122024000315A2 (en) | DEVICE | |
Han et al. | Real-time borehole condition monitoring using novel 3D cuttings sensing technology | |
US20240263553A1 (en) | System and method to determine and control wellbore stability | |
Øy et al. | 4D Radar Imaging of Wellbore Geometry While Drilling | |
WO2019040064A1 (en) | Synthetic aperture to image leaks and sound sources | |
NO20211403A1 (en) | Well System Including a Downhole Particle Measurement System | |
WO2024130167A2 (en) | Improved wellbore control and models using image data systems and methods | |
WO2023080898A1 (en) | Correction for cuttings lag | |
CN118498969A (en) | Geosteering method, system, electronic device and storage medium |