Система и способ управления давлением в кольцевом пространстве ствола скважины с применением газлифта в линии возврата бурового раствора

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к регулированию давления бурового раствора в кольцевом пространстве скважины. Система и способ включают в себя перекачку бурового раствора через бурильную колонну, спущенную в ствол скважины, проходящий под дном водоема, выпуск из низа бурильной колонны и в кольцевое пространство ствола скважины. Раствор выпускается из кольцевого пространства в райзер и выкидную трубу. Райзер размещается над верхом ствола скважины и проходит к водной поверхности. Выкидная труба соединяется с райзером и включает в себя регулируемый гидравлический штуцер. Линия возврата раствора соединяется с выпуском штуцера и проходит к водной поверхности. Газ под давлением перекачивается в линию возврата на выбранной глубине ниже водной поверхности. Работой регулируемого гидравлического штуцера можно управлять для поддержания заданного уровня бурового раствора в райзере, причем заданный уровень раствора выбирается на расстоянии ниже водной поверхности. Повышается скорость и точность управления давлением, компактность размещения установки, обеспечивается более высокий уровень безопасности. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0001] Разведка и добыча углеводородов из подземных пластов включает в себя системы и способы для извлечения углеводородов из пласта. Буровая установка может устанавливаться на земле или в водоеме для несения бурильной колонны, спускающейся в ствол скважины. Бурильная колонна может включать в себя компоновку низа бурильной колонны, составленную из бурового долота и датчиков, а также телеметрической системы, выполненной с возможностью приема и передачи данных датчиков. Датчики, размещенные в компоновке низа бурильной колонны, могут включать в себя датчики давления и температуры. Наземная телеметрическая система включается в состав для приема данных телеметрии с датчиков компоновки низа бурильной колонны и для передачи команд и данных на компоновку низа бурильной колонны.

[0002] Текучий "промывочный раствор" перекачивается с буровой платформы через бурильную колонну и на буровое долото, закрепленное на нижнем или дальнем конце бурильной колонны. Буровой раствор смазывает буровое долото и уносит шлам, вырабатываемый буровым долотом при углублении в скважину. Шлам переносится обратным потоком бурового раствора, проходящим через кольцевое пространство ствола скважины и назад на скважинную буровую платформу на поверхности. Когда буровой раствор достигает платформы, он загрязнен мелкими фрагментами породы, которые в отрасли также называют выбуренной породой или буровым шламом. Когда буровой шлам, буровой раствор и другие отходы достигают платформы, сепарирующее оборудование используется для удаления бурового шлама из бурового раствора, так что буровой раствор можно использовать повторно.

[0003] Система противодавления текучей среды может соединяться с выкидной трубой текучей среды для селективного управления выпуском текучей среды для поддержания выбранного давления на забое ствола скважины. Текучая среда может закачиваться в систему возврата бурового раствора для поддержания давления в кольцевом пространстве в периоды времени, когда буровые насосы выключены. Систему мониторинга давления можно также применять для мониторинга давлений, обнаруживаемых в стволе скважины, моделирования прогнозных давлений в стволе скважины для дополнительного бурения и для управления системой противодавления текучей среды.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0004] На Фиг. 1 показана система бурения, являющаяся примером системы бурения под управляемым давлением.

[0005] На Фиг. 2 показан пример системы бурения под управляемым давлением Фиг. 1, применяемой в соединении с линией возврата бурового раствора, несущей буровой раствор, поднятый газлифтом согласно вариантам осуществления, раскрытым в данном документе.

[0006] На Фиг. 3-5 показаны примеры систем бурения под управляемым давлением, применяемые согласно вариантам осуществления, раскрытым в данном документе.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0007] Варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся к системе, которая включает в себя согласно одному аспекту бурильную колонну, спускающуюся в ствол скважины под дном водоема, первичный насос для селективного перекачивания бурового раствора через бурильную колонну и в кольцевое пространство, созданное между бурильной колонной и стволом скважины, райзер, проходящий от верха ствола скважины до платформы на поверхности водоема, выкидную трубу раствора, гидравлически сообщающуюся с райзером, регулируемый диафрагменный штуцер, соединенный с выкидной трубой, линию возврата раствора, проходящую от штуцера на платформу и источник сжатого газа, соединенный с линией возврата раствора на выбранной глубине ниже поверхности водоема.

[0008] В некоторых вариантах осуществления датчик давления может соединяться с выкидной трубой вблизи штуцера и/или на выбранной глубине в стволе скважины или райзере. Система может дополнительно включать в себя контроллер, который принимает входной сигнал с датчика давления и генерирует выходной сигнал для управления штуцером. Штуцер управляется для поддержания заданного гидростатического давления в райзере на выбранном расстоянии под водной поверхностью.

[0009] Согласно некоторым вариантам осуществления, раскрытым в данном документе, описанную систему можно применять для регулирования давления в кольцевом пространстве ствола скважины во время бурения морского подземного пласта, т.е., пласта, расположенного под водоемом. Варианты осуществления, раскрытые в данном документе, могут также относиться к способу регулирования давления в кольцевом пространстве ствола скважины во время бурения морского подземного пласта.

[0010] В одном аспекте способ согласно варианту осуществления, раскрытому в данном документе включает в себя перекачку бурового раствора через бурильную колонну, спущенную в ствол скважины, проходящий под дном водоема, выпуск из низа бурильной колонны в кольцевое пространство ствола скважины, выпуск раствора из кольцевого пространства ствола скважины в райзер, расположенный над верхом ствола скважины, причем райзер проходит к поверхности водоема, выпуск раствора из райзера в выкидную трубу, расположенную ниже поверхности водоема, причем выкидная труба включает в себя регулируемый гидравлический штуцер, линию возврата раствора, соединенную с выпуском штуцера и проходящую к поверхности водоема, закачку газа под давлением в линию возврата на выбранной глубине ниже поверхности водоема и управление регулируемым гидравлическим штуцером для поддержания заданного гидростатического давления в райзере на выбранном расстоянии ниже поверхности водоема.

[0011] В другом аспекте способ согласно варианту осуществления, раскрытому в данном документе, включает в себя перекачку бурового раствора через бурильную колонну, спущенную в ствол скважины, проходящий под дном водоема, выпуск из низа бурильной колонны в кольцевое пространство ствола скважины, выпуск раствора из кольцевого пространства ствола скважины в райзер, расположенный над верхом ствола скважины, в выкидную трубу, причем выкидная труба включает в себя гидравлический штуцер и линию возврата раствора, соединенную с выпуском гидравлического штуцера и проходящую к водной поверхности, закачку газа под давлением в линию возврата на выбранной глубине ниже водной поверхности и регулирование скорости перекачки газа в линию возврата для поддержания уровня раствора в райзере на выбранном расстоянии ниже поверхности водоема.

[0012] Являющаяся примером система бурения под управляемым давлением показана схематично на Фиг. 1. Одним примером системы бурения под управляемым давлением является система управления давлением в кольцевом пространстве (DAPC), описанная в патенте U.S. Patent No. 6,904,981, выдан van Riet, полностью включен в данном документе в виде ссылки. Станок ("буровая установка") 14 или аналогичное грузоподъемное устройство держит подвешенной бурильную колонну 10 в стволе 11 скважины, которую бурят через подземные пласты 13 горной породы. Буровое долото 12 соединяется с нижним концом бурильной колонны 10 и вращается бурильной колонной 10. Бурильная колонна может вращаться гидравлическим забойным двигателем (не показано), соединенным в бурильной колонне 10, или верхним приводом 16, подвешенным в буровой установке 14. Приложение веса бурильной колонны 10 к долоту 12 и вращение, передаваемое на долото 12, обеспечивает бурение долотом 12 пластов 13, при этом ствол 11 скважины удлиняется. Буровая установка 14 показана стоящей на поверхности 13A земли; вместе с тем, буровая установка 14, включающая в себя некоторые или все компоненты, описанные выше и показанные на Фиг. 1, может применяться в морском бурении и может располагаться на платформе на водной поверхности. Такой вариант описан ниже и показан на Фиг. 2.

[0013] В варианте осуществления, показанном на Фиг. 1, первичный насос 26 ("буровые насосы") на поверхности земли забирает буровой раствор 34 ("промывочный раствор") из емкости или мерника 24 и выпускает раствор 34 под давлением через буровой стояк и гибкий шланг 31 в верхний привод 16. Верхний привод 16 включает в себя внутренние вращающиеся уплотнения, обеспечивающие перемещение промывочного раствора 34 через верхний привод 16 во внутренний канал (не показано) бурильной колонны 10. Бурильная колонна 10 может включать в себя обратный клапан 22 или аналогичное устройство, предотвращающее обратное перемещение промывочного раствора 34 в периоды времени, когда буровые насосы 26 не работают и/или когда верхний привод 16 отсоединен от верхнего конца бурильной колонны 10, например, во время "соединений" (добавления или удаления трубных звеньев бурильной колонны 10).

[0014] При перемещении промывочного раствора 34 через бурильную колонну 10 раствор выпускается из сопел или насадок (не показано отдельно) в буровом долоте 12. После выхода из бурового долота 12 промывочный раствор 34 входит в кольцевое пространство между бурильной колонной 10 и стенкой ствола 11 скважины. Промывочный раствор 34 поднимает буровой шлам из ствола 11 скважины при перемещении обратно на земную поверхность 13A.

[0015] Выпуск промывочного раствора 34 из кольцевого пространства можно регулировать системой противодавления. Система противодавления может включать в себя вращающееся устьевое оборудование 18 (или вращающийся противовыбросовый превентор), соединенный с верхним концом трубы или обсадной колонны 19 направления. Вращающееся устьевое оборудование 18 уплотняется на бурильной колонне 10, при этом предотвращая выпуск раствора из ствола скважины, кроме как через выкидную линию 20. Обсадную колонну 19 обычно цементируют в верхней части ствола 11 скважины. Промывочный раствор 34 уходит из кольцевого пространства через выкидную линию 20. Выкидная линия 20 может соединяться одним концом с вращающимся устьевым оборудованием 18 и другим концом со штуцером выкидной линии, т.е., регулируемым диафрагменным штуцером 30, который селективно регулирует давление, при котором промывочный раствор 34 уходит из выкидной линии 20. После выхода из штуцера 30 выкидной линии, промывочный раствор 34 может выпускаться в блок очистки, показанный в целом позицией 32, например, дегазатор удаления увлеченного газа из промывочного раствора 34 и/или "вибросито" для удаления твердых частиц из промывочного раствора 34. После ухода из блока 32 очистки, промывочный раствор 34 возвращается в емкость 24. Работа штуцера 30 может связываться с измерениями, выполняемыми датчиком 28 давления, гидравлически сообщающимся с выкидной линией 20.

[0016] Система противодавления может также включать в себя насос 42 противодавления, который может забирать промывочный раствор из емкости 24. Насос 42 противодавления может иметь производительность меньше производительности первичного насоса 26. Нагнетательная сторона насоса 42 противодавления может гидравлически соединяться с аккумулятором 36 давления. Обратный клапан 39 может включаться в состав вышеупомянутого соединения для предотвращения обратной подачи промывочного раствора под давлением в аккумуляторе 36 через насос 42 противодавления, например, когда насос 42 противодавления не работает. Датчик давления 40 может включаться в состав вышеупомянутого соединения для автоматического выключения насоса 42 противодавления, когда аккумулятор 36 заряжен до заданного давления. Аккумулятор 36 давления также гидравлически соединяется с выкидной линией 20 через регулируемый диафрагменный штуцер, например, штуцер 38, аккумулятора (который можно заменить клапаном или который может включать в себя клапан).

[0017] Во время работы такой системы противодавления насос 42 противодавления работает, заряжая аккумулятор 36. Когда требуется объем раствора для поддержания противодавления в выкидной линии 20, можно управлять штуцером 38 аккумулятора, обеспечивая подачу из аккумулятора 36 в выкидную линию 20. Одновременно штуцером 30 выкидной линии можно управлять, по существу или полностью перекрывая поток промывочного раствора 34.

[0018] В других примерах насос 42 противодавления можно исключить и часть выпуска из буровых насосов 26 можно использовать для зарядки аккумулятора давления. Один пример показан пунктирной линией 43 на Фиг. 1, которой указано гидравлическое соединение части раствора на выходе из буровых насосов 26 с аккумулятором 36.

[0019] Аккумулятор 36 давления может относиться к любому типу известному в технике, например, имеющему перемещающееся уплотнение, диафрагму или поршень, разделяющий аккумулятор 36 на две камеры давления. Некоторые аккумуляторы давления могут предусматривать со стороны диафрагмы или поршня противоположной раствору предварительное создание заданного давления, например, сжатым газом и/или пружиной или другим отклоняющим устройством, создающим заданную силу давления на диафрагму или поршень. В других аккумуляторах давления противоположная сторона аккумулятора 36 давления может заряжаться раствором под давлением с использованием отдельного гидравлического насоса (не показано). В таких аккумуляторах противодавление, создаваемое аккумулятором 36, можно изменять с использованием отдельного гидравлического насоса, вместо использования заданного давления для создания заданной силы (например, применяя сжатый газ и/или пружину). Давление зарядки аккумулятора можно увеличивать в обстоятельствах, когда требуется выпуск бурового раствора в кольцевое пространство с увеличенным давлением. Давление зарядки в аккумуляторе 36 можно сбрасывать, например, когда первичные насосы 26 запускаются повторно, или когда запускается насос 42 противодавления.

[0020] В примере Фиг. 1 система регулирования противодавления может работать автоматически под контролем системы 50 бурения под управляемым давлением ("MPD"). Система 50 бурения под управляемым давлением может включать в себя средство управления оператора, например, ПК или сенсорный экран 52 и программируемый контроллер (ПЛК) 54. ПЛК 54 может принимать в качестве входных данных сигналы с различных датчиков давления, в том числе, без ограничения этим, датчиков 28 и 40 давления, Фиг. 1. ПЛК 52 может также управлять работой, регулируемых диафрагменных штуцеров 38, 30 и насоса 42 противодавления. Как объяснено в патенте '981 указанном выше, система 50 бурения под управляемым давлением может управлять работой различных системных компонентов для поддержания выбранного давления раствора в выкидной линии 20 и таким образом в кольцевом пространстве между стенкой ствола 11 скважины и бурильной колонной 10 и более конкретно, заданного давления на забое ствола 11 скважины.

[0021] Пример системы бурения, включающей в себя систему 50 бурения под управляемым давлением, описанный выше и показанный на Фиг. 1 в общем объясняет принципы систем бурения под управляемым давлением и не ограничивает объем таких систем или компонентов, реально применяемых в конкретных примерах морского бурения, один из которых описан ниже и показан на Фиг. 2.

[0022] На Фиг. 2 показан другой пример системы бурения под управляемым давлением, которую можно применять в морском бурении, где комплект 102 задвижек управления скважиной (блок “противовыбросового превентора”) может располагаться сверху ствола 11 скважины вблизи дна водоема или "границы дна", позиция 1. Бурение ствола 11 скважины и циркуляцию бурового раствора (позиция 34, Фиг. 1) можно проводить с помощью компонентов, аналогичных описанным выше и показанным на Фиг. 1 и описанным ниже и показанным на Фиг. 3-5, но в данном примере такие компоненты размещены на платформе (не показано), установленной у водной поверхности 2. Некоторые из вышеупомянутых компонентов на Фиг. 2 исключены для ясности. Райзер 100 может проходить от противовыбросового превентора 102 на платформу (не показано для ясности иллюстрации) на водной поверхности 2. Обсадная колонна 109 может проходить ниже границы 1 дна до заданной глубины в стволе 11 скважины. Противовыбросовый превентор 102 может соединяться с верхним концом обсадной колонны. Как показано, штуцер 30, например, регулируемый диафрагменный штуцер, соединяется с буровым райзером 100 на выбранной глубине ниже водной поверхности 2. Бурение ствола скважины может проводится, по существу, как объяснено выше и показано на Фиг. 1.

[0023] Система 50 бурения под управляемым давлением, выполненная как объяснено выше и показано на Фиг. 1, может располагаться на платформе (не показано). Система бурения под управляемым давлением может принимать входные сигналы с различных датчиков давления и/или расходомеров, например, датчика 28 давления гидравлически соединенного с райзером 100 и/или расходомеров 139, 140 гидравлически соединенных с линией 138 возврата. Выходной сигнал из системы 50 бурения под управляемым давлением может управлять открытием регулируемого диафрагменного штуцера 30. В данном примере ввод раствора на штуцер 30 можно получить из линии, гидравлически соединенной с райзером 100, например, выкидной трубы, на выбранной отметке над противовыбросовым превентором 102. Хотя она показана соединенной с райзером 100, в одном или нескольких других вариантах осуществления выкидная труба может соединяться с оборудованием устья скважины или напрямую с кольцевым пространством, например, ниже райзера 100. Выход раствора из штуцера 30 может соединяться через обратный клапан 130 с линией 138 возврата раствора. Перепускной клапан 129 может гидравлически соединяться с райзером 100 байпасной трубой 131 и с точкой ниже по потоку от штуцера 30. В данном примере ствол 11 скважины может открываться в райзер 102 и бурение можно проводить без применения вращающегося устьевого оборудования или вращающегося устьевого герметизатора с отводом, показанного на Фиг. 1.

[0024] В данном примере в линии 138 возврата раствора может поддерживаться более низкое гидростатическое давлении (и его градиент), чем давление, создаваемое столбом бурового раствора (промывочный раствор 34 на Фиг. 1) на расстоянии по вертикали, которое проходит линия 138 возврата раствора. Как показано, линия 138 возврата раствора проходит от штуцера 30 до буровой платформы (не показано), так что по меньшей мере вертикальный участок линии 138 возврата раствора размещается ниже водной поверхности 2. Более низкое гидростатическое давлении (и его градиент) в линии 138 возврата раствора поддерживается с помощью соединения выхода газового компрессора 132 с линией 138 возврата на выбранной глубине ниже водной поверхности 2. Как показано, выход газового компрессора 132 может соединяться с вертикальным участком линии 138 возврата раствора на выбранной глубине ниже водной поверхности 2. Газовый компрессор 132 может подавать газ, воздух, азот или другой по существу инертный газ ("газ") под давлением через такое соединение с линией 138 возврата раствора.

[0025] Грубую регулировку можно получить, эксплуатируя газовый компрессор 132 по существу при постоянной производительности или производительности, соответствующей производительности работы бурового насоса (насосов) (26 на Фиг. 1). Линия 138 возврата раствора может соединяться с сепаратором 136 газа и жидкости, расположенным на буровой платформе (не показано). Специалисту в данной области техники понятно, что любой подходящий сепаратор 136 газа и жидкости можно применять согласно варианту осуществления, раскрытому в данном документе, например, механический дегазатор или центрифугу. Расходомер 139, соединенный с патрубком выпуска жидкости сепаратора 136 газа и жидкости, может измерять расход жидкого промывочного раствора, выходящего из сепаратора 136 перед возвратом жидкого промывочного раствора в емкость 24. Расход газа на выходе из сепаратора 136 можно измерить расходомером 140, соединенным с патрубком выпуска газа сепаратора 136 газа и жидкости расходомер помогает верификации, что количество газа, входящего в линию 138 возврата, является по существу одинаковым с количеством, уходящим из сепаратора 136 газа и жидкости. Такое сравнение может помогать, например, определению, входит ли газ в ствол 11 скважины из подземного пласта или существует ли утечка в системе.

[0026] В данном примере более низкое гидростатическое давление столба раствора в линии 138 возврата раствора может обеспечивать эксплуатацию штуцера 30 с давлением ниже по потоку меньше, чем в варианте, где линия возврата раствора только заполняется столбом бурового раствора, например имеет гидростатическое давление только бурового раствора, поданного насосом в ствол 11 скважины. При этом штуцер 30 можно эксплуатировать так, что уровень 34A промывочного раствора в райзере 100 поддерживается на выбранном расстоянии ниже водной поверхности 2, при этом создается более низкое гидростатическое давлении в стволе 11 скважины, чем давление, которое создает столб бурового раствора в райзере 100, проходящий до водной поверхности 2. В данном примере давлений сигналы с датчика 28 давления и расходомеров 140, 139 может использовать система 50 бурения под управляемым давлением (или счетчик ходов можно использовать в соединении с буровыми насосами (позиция 26, Фиг. 1) для управления штуцером 30 для поддержания выбранного гидростатического давления в райзере 100 над точкой измерения которая должна соответствовать уровню 34A промывочного раствора в райзере 100. Например, ПЛК 54 (Фиг. 1) может принимать сигналы с датчика 28 давления, расходомеров 140, 139 и/или других датчиков и генерировать выходной сигнал для управления регулируемыми диафрагменными штуцерами 38, 30, а также насосом 42 противодавления для поддержания заданного давления раствора в стволе скважины. Такая эксплуатация системы бурения под управляемым давлением по существу предложена в патенте U.S. Patent No. 6,904,981, выдан van Riet, рассмотрено более подробно ниже. Специалисту в данной области техники понятно, что другие датчики можно установить в различных местах в системе, например, датчик давления можно расположить на вертикальном участке линии 138 возврата, в линии нагнетания газа показанной позицией 134 или других местах в системе, если требуется.

[0027] Хотя в примере, описанном выше и показанном на Фиг. 2 используется система 50 бурения под управляемым давлением, управляющая штуцером 30 для поддержания выбранного гидростатического давления, например, в райзере, в некоторых примерах штуцером 30 можно управлять без системы 50 бурения под управляемым давлением. Штуцером 30 можно управлять вручную или автоматически для поддержания выбранного гидростатического давления, обнаруженного или измеренного датчиком 28. Соответственно, объем настоящего изобретения не ограничен применением системы 50 бурения под управляемым давлением. В некоторых примерах штуцер 30 может представлять собой нерегулируемый штуцер, и гидростатическое давление в райзере 100 можно поддерживать с помощью регулирования скорости перекачки газа в линию 138 возврата раствора.

[0028] Другой пример системы бурения под управляемым давлением, которую можно применять с системой и/или способом, раскрытым в данном документе, показан на Фиг. 3-5. Хотя на Фиг. 3-5 показана сухопутная буровая установка, в которой применяется система бурения под управляемым давлением, понятно, что на морской буровой платформе можно аналогично использовать систему бурения под управляемым давлением. На Фиг. 3-5 дополнительно показаны и описаны ниже примеры систем бурения под управляемым давлением, не ограничивающие объем таких систем или компонентов, реально применяемых в конкретных примерах морского бурения, что также указано выше для описания и Фиг. 2. На Фиг. 3 показана схема сухопутной буровой установки с применением являющейся примером системы бурения под управляемым давлением. Система бурения 300 показана содержащей буровую установку, 302 применяемую для строительства скважины. Многие компоненты, применяемые на буровой установке 302, например, ведущая бурильная труба, механические трубные ключи, трубные клинья, буровая лебедка и другое оборудование не показаны для упрощения иллюстрации. Буровая установка 302 применяется для разведочного и эксплуатационного бурения в пласте 304. Как показано на Фиг. 4 ствол 306 скважины уже частично пробурен, обсадная колонна 308 установлена и имеет цементирование 309 по месту. В предпочтительном варианте осуществления обсадной колонны отсекающее устройство или забойный клапан 310 устанавливается в обсадной колонне 308, для отсечки, если необходимо, кольцевого пространства и эффективного действия в качестве задвижки для отсечки зоны необсаженного ствола скважины, когда долото расположено над клапаном.

[0029] Бурильная колонна 312 несет компоновку 313 низа бурильной колонны (КНБК), которая включает в себя буровое долото 320, гидравлический забойный двигатель 318, блок 319 датчиков измерений /каротажа во время бурения (MWD/LWD), включающий в себя измерительный преобразователь 316 давления, определяющий давление в кольцевом пространстве, обратный клапан, предотвращающий противоток раствора из кольцевого пространства. КНБК также включает в себя блок телеметрии 322, применяемый для передачи данных давления, измерений/каротажа во время бурения (MWD/LWD), а также информации по бурению, принимаемой на поверхности. Хотя на Фиг. 3 показана КНБК с использованием системы гидроимпульсной телеметрии, понятно, что другие телеметрические системы, такие как радиочастотную (RF), электромагнитную (ЭМ) или с передачей по бурильной колонне можно использовать.

[0030] Как отмечено выше, технология бурения требует использования бурового раствора 350, который содержится в емкости 336. Емкость 336 гидравлически соединяется с одним или несколькими буровыми насосами 338, которые перекачивают буровой раствор 350 по трубе 340. Труба 340 соединяется с последним звеном бурильной колонны 312, которая проходит через вращающийся противовыбросовый превентор 342 со сферическим уплотнительным элементом 342. Вращающийся противовыбросовый превентор 342, когда приведен в действие, выдавливает имеющие сферическую форму эластомерные элементы вверх для вращения, закрываясь вокруг бурильной колонны 312, изолируя давление, но обеспечивая вращение бурильной колонны. Серийно производимые и имеющиеся в продаже противовыбросовые превенторы со сферическим уплотнительным элементом, например, производимые Varco International, выполняются с возможностью герметизации в кольцевом пространстве давлений до 10 тыс.фунт/дюйм² (68947,6 КПа). Раствор 350 перекачивается вниз по бурильной колонне 312 и КНБК 313 и выходит из бурового долота 320, где циркулирует, унося шлам от долота 320 и подавая шлам вверх по кольцевому пространству 315 зоны необсаженного ствола и затем по кольцевому пространству, образованному между обсадной колонной 308 и бурильной колонной 312. Раствор 350 возвращается на поверхность и проходит через отвод 317, через трубу 324 и различные шламовые емкости и телеметрические системы (не показано).

[0031] После этого раствор 350 направляется в систему 331 противодавления. Раствор 350 входит в систему 331 противодавления и проходит через расходомер 326. Расходомер 326 может относиться к устройству с балансировкой по массе или являться другим расходомером высокого разрешения. С использованием расходомера 326 оператор может определить количество раствора 350, поданного в скважину через бурильную колонну 312 и количество раствора 350, вернувшегося из скважины. На основе разности количества поданного раствора 350 и вернувшегося раствора 350 оператор может определить, имеется ли поглощение раствора 350 пластом 304, которое может указывать на возникновение гидроразрыва пласта, при значительной отрицательной разности. Аналогично, значительная положительная разность указывает на поступление пластовой текучей среды в ствол скважины.

[0032] Раствор 350 направляется в износостойкий штуцер 330. Понятно, что имеются штуцеры, выполненные с возможностью работы в окружающей среде, где буровой раствор 350 содержит значительную долю бурового шлама и других твердых частиц. Штуцер 330 выполнен с возможностью работы при переменных давлениях и при многочисленных рабочих циклах, благодаря своему типу и дополнительным признакам. Раствор 350 выходит из штуцера 330 и проходит через клапан 321. Раствор 350 затем обрабатывается, если необходимо, в дегазаторе и на последовательности фильтров и вибросите 329 для удаления примесей, включающих в себя выбуренную породу, из раствора 350. Раствор 350 затем возвращается в емкости 336. Линия 319A подачи создается перед клапаном 325 для подачи раствора 350 напрямую на насос 328 противодавления. Альтернативно, насос 328 противодавления может снабжаться раствором из емкости по трубе 319B, которая гидравлически сообщается с емкостью 136 (доливной емкостью). Доливная емкость в нормальных условиях применяется на буровой установке для компенсации потери и добавления раствора во время спускоподъемных операций. Трехпозиционный клапан 325 можно использовать для выбора линии 319A, трубы 319B или изоляции системы противодавления. Хотя насос 328 противодавления выполнен с возможностью использования возвращенного раствора для создания противодавления при выборе линии 319A подачи, понятно, что возвращенный раствор может иметь примеси, не удаленные виброситом 329. При этом износ на насосе 328 противодавления может увеличиваться. Поэтому противодавление можно создавать с использованием трубы 319A для подачи подготовленного для повторного использования раствора на насос 328 противодавления.

[0033] В процессе работы с помощью клапана 325 выбирается либо труба 319A или труба 319B и насос 328 противодавления задействуют для обеспечения подачи с нужным расходом через штуцерную систему для поддержания противодавление, даже когда приток из кольцевого пространства 315 отсутствует. Насос 328 противодавления может выполняться с возможностью создавать противодавление до приблизительно 2200 фунт/дюйм² (15168,5 КПа); хотя можно выбирать насосы, создающие более высокое давление.

[0034] Давление в кольцевом пространстве, создаваемое раствором, является функцией его плотности и фактической вертикальной глубины и в общем является аппроксимацией линейной функции. Как отмечено выше, добавки, вводимые в раствор в емкости 336, подаются в скважину для последующего изменения градиента давления, создаваемого раствором 350.

[0035] Расходомер 352 может размещаться в трубе 300 для измерения количества текучей среды, перекачиваемой в скважину. Понятно, что с помощью мониторинга расходомеров 326, 352 и объема, перекачиваемого насосом 328 противодавления, система может легко определять количество теряющегося в пласте раствора 350 или наоборот, количество пластовой текучей среды, поступающей в ствол 306 скважины.

[0036] Систему бурения под управляемым давлением, описанную здесь и показанную на Фиг. 3-5 можно также применять для мониторинга давления в скважине и прогнозирования параметров давления в стволе 306 скважины и кольцевом пространстве 315.

[0037] На Фиг. 5 показан другой пример системы бурения под управляемым давлением, в которой насос противодавления не требуется для поддержания достаточного расхода через штуцер системы, когда поток, проходящий через скважину должен перекрываться по каким-либо причинам. В данном примере дополнительный трехпозиционный клапан 6 устанавливается ниже по потоку от бурового насоса 338 в трубе 340. Данный клапан обеспечивает полный отвод раствора из буровых насосов вместо трубы 340 в трубу 7, не давая потоку из бурового насоса 338 входить в бурильную колонну 312. Благодаря поддержанию перекачки насосом 338, можно обеспечивать достаточный расход через манифольд для управления противодавлением.

[0038] Для управления скважиной противовыбросовый превентор можно закрывать в случае проявления в виде значительного притока пластовой текучей среды, например газопроявления, для эффективной остановки скважины, сброса давления через штуцер и манифольд глушения и утяжеления бурового раствора для создания дополнительного давления в кольцевом пространстве. Альтернативный способ в некоторых случаях называют способом "бурильщика", в нем использует непрерывную циркуляцию без остановки скважины. Подача утяжеленного раствора, например, плотностью 18 фунтов/галлон (3,157 кг/л) поддерживается постоянно во время операций бурения ниже любой установленной обсадной колонны. Когда обнаруживается газовое проявление или приток пластовой текучей среды, более добавляется утяжеленный раствор и осуществляется его циркуляция в скважине, обуславливая растворение текучей среды притока в циркулирующем растворе. Текучая среда притока начинает выходить из раствора по достижении башмака обсадной колонны и выпускается через штуцерный манифольд. Понятно, что хотя способ бурильщика обеспечивает непрерывную циркуляцию раствора, он может требовать дополнительного времени циркуляции без продолжения бурения для предотвращения дополнительного притока пластовой текучей среды и обеспечения ухода пластовой текучей среды в циркуляцию с буровым раствором с полученной более высокой плотностью.

[0039] Системы бурения под управляемым давлением и способы управления давлением можно также использовать для управления скважинами при проявлениях, например, притоке текучей среды. При использовании систем и способов бурения под управляемым давлением при обнаружении притока пластовой текучей среды увеличивают противодавление, вместо добавления утяжеленного раствора. Аналогично способу бурильщика циркуляция продолжается. С увеличением давления поступающая пластовая текучая среда уходит в циркулирующий раствор и выпускается через штуцерный манифольд. Поскольку давление увеличивается, не требуется быстрой интенсивной подачи утяжеленного раствора. Кроме того, поскольку противодавление прикладывается напрямую в кольцевом пространстве, оно быстро заставляет пластовую текучую среду переходить в раствор, в противоположность ожиданию циркуляции утяжеленного бурового раствора в кольцевом пространстве.

[0040] Системы и способы бурения под управляемым давлением можно применять в системах с прерывающейся циркуляцией. Как отмечено выше, системы с непрерывной циркуляцией используют для содействия стабилизации пласта, предотвращения резких падений давления, которые возникают, когда буровые насосы выключаются для скрепления/раскрепления трубных соединений. За данным падением давления через некоторое время следует импульс роста давления, когда насосы опять включаются для выполнения бурения. Данные изменения давления в кольцевом пространстве могут вредно влиять на фильтрационную корку бурового раствора в стволе скважины и могут приводить к вторжению раствора в пласт. Противодавление можно применять в кольцевом пространстве, применяя систему бурения под управляемым давлением при выключении буровых насосов, меняя резкое падение давления в кольцевом пространстве от выключения насоса на более плавное падение давления. Перед включением насосов противодавление можно уменьшить, резкий рост давления при этом уменьшается.

[0041] Газлифтная система, показанная на Фиг. 2, может требовать развертывания относительно немногочисленного оборудования ниже водной поверхности 2 (например, соединения с линией 138 возврата и датчиком 28 давления). Такое оборудование целесообразно эксплуатировать в водоемах глубиной до нескольких тысяч футов (1фут=305мм) в течение продолжительного времени. Поскольку большинство блоков оборудования можно эксплуатировать на поверхности, например, компрессор, замена при выходе из строя такого оборудования может стоить значительно дешевле, поскольку оборудование является легко доступным. Дополнительные компрессоры также можно оборудовать в системе без значительного объема работ.

[0042] Система согласно варианту осуществления, раскрытому в данном документе, например, показанная на Фиг. 2, не требует какой-либо герметизации для изоляции раствора морского райзера от раствора в стволе скважины. Конкретно, поскольку газ, нагнетаемый в линию возврата, может легко удаляться из раствора райзера и/или раствора ствола скважины (например, с помощью выпуска в атмосферу), разделение раствора райзера и раствора ствола скважины не требуется. Дополнительно, систему, показанную на Фиг. 2, можно использовать со стандартной системой очистки шлама, снабженной стандартным оборудованием морского бурения.

[0043] Система и способ, раскрытые в данном документе, могут обеспечивать мгновенное и точное управление давлением в стволе скважины. Давление и объем текучей среды в линии возврата можно уменьшить, когда один или несколько буровых насосов отключаются, поскольку линию возврата можно опорожнить, продолжая перекачку воздуха или газа в линию возврата (позиция 138 на Фиг. 2). Таким образом, когда один или несколько буровых насосов вновь включаются, штуцер (позиция 30, Фиг. 2) может открываться и раствор райзера может быстро эвакуироваться в линию возврата раствора, что может происходить в течение нескольких минут. Газлифтная система, описанная в данном документе, может иметь небольшую занимаемую площадь, при этом обеспечивается ее размещение на любой буровой установке с адекватной площадью палуб или возможное развертывание с другого судна. Наконец, система и способ, раскрытые в данном документе, в общем уменьшают доли фракций пластового газа (например, углеводородных газов) в возвращенном буровом растворе. Благодаря подаче инертного газа или воздуха в линию возврата раствора, долю пластового газа можно поддерживать ниже нижнего взрывоопасного порога (LEL) метана, который составляет приблизительно 5%. Таким образом, система и способ, раскрытые в данном документе, могут обеспечивать более высокий уровень безопасности.

Варианты осуществления, описанные в данном документе, следует считать иллюстративными и ни в коей мере не ограничительными. Хотя показаны и описаны конкретные варианты осуществления, множество их вариаций и модификаций могут выполняться специалистом в данной области техники без отхода от объема и идей, раскрытых в данном документе. Соответственно, объем защиты патентных прав не ограничен описанием, приведенным выше, но только ограничен формулой изобретения, включающей в себя все эквиваленты предмета формулы. Описания всех патентов, патентных заявок и публикаций, упомянутые в данном документе, включен в данном документе в виде ссылки, поскольку дают технологические или другие детали, дополняющие изложенное в данном документе.

1. Система, содержащая:
бурильную колонну, спускающуюся в ствол скважины под дном водоема;
первичный насос для селективного перекачивания бурового раствора через бурильную колонну и в кольцевое пространство, созданное между бурильной колонной и стволом скважины;
райзер, проходящий от верха ствола скважины до платформы на поверхности водоема;
выкидную трубу раствора, гидравлически сообщающуюся с райзером;
регулируемый диафрагменный штуцер, соединенный с выкидной трубой;
линию возврата раствора, проходящую от штуцера на платформу;
и источник сжатого газа, соединенный с линией возврата раствора на выбранной глубине ниже поверхности водоема.

2. Система по п. 1, дополнительно содержащая по меньшей мере одно из следующего: датчик давления, соединенный с выкидной трубой вблизи штуцера, и датчик давления, установленный на заданной глубине в стволе скважины или райзере.

3. Система по п. 2, дополнительно содержащая контроллер, принимающий входной сигнал с датчика давления и генерирующий выходной сигнал для управления штуцером, при этом штуцер управляется для поддержания заданного гидростатического давления в райзере на выбранном расстоянии ниже поверхности водоема.

4. Система по п. 3, дополнительно содержащая по меньшей мере один расходомер для измерения расхода раствора, проходящего в ствол скважины или из ствола скважины, и в которой контроллер принимает входной сигнал по меньшей мере с одного расходомера, причем контроллер генерирует выходной сигнал для управления штуцером для поддержания заданного давления раствора в стволе скважины.

5. Система по п. 1, в которой регулируемый диафрагменный штуцер размещается на выбранной глубине ниже поверхности водоема.

6. Система по п. 1, дополнительно содержащая датчик давления, соединенный с линией возврата раствора.

7. Система по п. 1, в которой линия возврата раствора, проходящая от штуцера на платформу, включает в себя вертикальный участок, расположенный ниже поверхности водоема.

8. Система по п. 1, дополнительно содержащая обратный клапан, соединенный с линией возврата раствора между регулируемым диафрагменным штуцером и впуском в линию возврата раствора, соединенным с источником сжатого газа.

9. Способ, содержащий:
перекачку бурового раствора через бурильную колонну, спущенную в ствол скважины, проходящий под дном водоема, выпуск из низа бурильной колонны и в кольцевое пространство ствола скважины;
выпуск раствора из кольцевого пространства ствола скважины в райзер, расположенный над верхом ствола скважины, причем райзер проходит к поверхности водоема,
выпуск раствора из райзера в выкидную трубу, расположенную ниже поверхности водоема, причем выкидная труба включает в себя регулируемый гидравлический штуцер, линию возврата раствора, соединенную с выпуском регулируемого гидравлического штуцера и проходящую к поверхности водоема;
закачку газа под давлением в линию возврата на выбранной глубине ниже поверхности водоема и
управление регулируемым гидравлическим штуцером для поддержания выбранного гидростатического давления в райзере на выбранном расстоянии ниже поверхности водоема.

10. Способ по п. 9, дополнительно содержащий измерение давления раствора в райзере на выбранной глубине и управление регулируемым гидравлическим штуцером на основе измерения для поддержания заданного гидростатического давления в райзере на выбранном расстоянии ниже поверхности водоема.

11. Способ по п. 9, дополнительно содержащий отделение газа от раствора, вернувшегося по линии возврата, вблизи поверхности водоема.

12. Способ по п. 11, дополнительно содержащий измерение расхода газа, отделенного от раствора, вернувшегося по линии возврата.

13. Способ по п. 12, дополнительно содержащий сравнение расхода газа, отделенного от раствора, вернувшегося по линии возврата, с расходом газа, поданного в линию возврата.

14. Способ по п. 9, дополнительно содержащий регулирование гидростатического давления в райзере с помощью регулирования расхода газа, поданного в линию возврата.

15. Способ, содержащий:
перекачку бурового раствора через бурильную колонну, спущенную в ствол скважины, проходящий под дном водоема, выпуск из низа бурильной колонны и в кольцевое пространство ствола скважины;
выпуск раствора из кольцевого пространства ствола скважины в райзер, расположенный над верхом ствола скважины, и в выкидную трубу, причем выкидная труба включает в себя гидравлический штуцер и линию возврата раствора, соединенную с выпуском гидравлического штуцера и проходящую к водной поверхности;
закачку газа под давлением в линию возврата на выбранной глубине ниже водной поверхности и
регулирование скорости перекачки газа в линию возврата для поддержания уровня раствора в райзере на выбранном расстоянии ниже поверхности водоема.

16. Способ по п. 15, дополнительно содержащий управление работой гидравлического штуцера в ответ на измеренный расход в выкидной трубе вблизи гидравлического штуцера.

17. Способ по п. 15, дополнительно содержащий дросселирование потока раствора из линии возврата в гидравлический штуцер.

18. Способ по п. 15, дополнительно содержащий управление работой насоса противодавления для приложения противодавления в выкидной трубе.

19. Способ по п. 15, дополнительно содержащий выпуск газа из линии возврата в атмосферу.

20. Способ по п. 15, в котором регулирование скорости перекачки газа в линию возврата содержит сравнение скорости, с которой газ перекачивается в линию возврата, со скоростью, с которой буровой раствор перекачивается через бурильную колонну.