Уменьшение эффектов свабирования и поршневания в скважинах

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к уменьшению поршневых эффектов в скважине. При осуществлении способа уменьшения нежелательных изменений давления в скважине из-за перемещения скважинной инструментальной колонны включает выборочное уменьшение и увеличение связи по текучей среде между секциями скважины на противоположных сторонах скважинного инструмента в скважинной инструментальной колонне. Связь по текучей среде увеличивается в ответ на обнаружение превышающего порог перемещения скважинной инструментальной колонны относительно скважины. Инструментальная колонна содержит скважинный инструмент, соединенный в скважинной инструментальной колонне и имеющий увеличенный наружный размер относительно смежных секций инструментальной колонны, проточный канал, проходящий между противоположными концами скважинного инструмента, датчик и по меньшей мере одно устройство для регулирования потока, которое выборочно разрешает и прекращает связь по текучей среде между противоположными концами сквозь проточный канал в ответ на выходной сигнал датчика, указывающий на перемещение инструментальной колонны. Повышается эффективность процесса уменьшения нежелательных изменений давления в скважине. 3 н. и 27 з.п. ф-лы, 9 ил.

 

Область техники

Настоящее изобретение, в общем, относится к используемому оборудованию и выполняемым работам, связанным с подземной скважиной, и в одном примере, описанном ниже, в частности, предусматривает уменьшение поршневых эффектов при свабировании и поршневании в скважинах.

Уровень техники

Эффекты при свабировании и поршневании могут наблюдаться, когда трубчатая колонна (такая как бурильная колонна, обсадная колонна или эксплуатационная колонна) перемещается в скважине. Такие эффекты при свабировании и поршневании могут вызывать нежелательные изменения давления в скважине, которые могут приводить к потере текучей среды из скважины, притоку в скважину из окружающей формации, растрескиванию формации, разрушению башмака колонны или другим нежелательным последствиям.

Таким образом, следует отметить, что имеется потребность в непрерывном усовершенствовании уровня техники для уменьшения эффектов при свабировании и поршневании в скважинах.

Краткое описание чертежей

На фиг. 1 в частичном разрезе показана скважинная система, в которой могут быть реализованы принципы настоящего изобретения.

На фиг. 2 в частичном разрезе показана система, представленная на фиг. 1, со скважинной инструментальной колонной, смещенной в скважине.

На фиг. 3 в частичном разрезе показан другой пример скважинной системы.

На фиг. 4 в частичном разрезе показан еще один пример скважинной системы.

На фиг. 5 в разрезе показана буровая коронка, в которой могут быть реализованы принципы настоящего изобретения.

На фиг. 6 в разрезе показан другой пример буровой коронки.

На фиг. 7 в разрезе показан еще один пример буровой коронки.

На фиг. 8 в частичном разрезе показан другой пример скважинной системы.

На фиг. 9 показан пример блок-схемы способа уменьшения эффектов при свабировании и поршневании.

Подробное раскрытие изобретения

На фиг. 1 в частичном разрезе показана скважинная система 10, в которой реализованы принципы настоящего изобретения и которая может быть использована для практического осуществления различных принципов способа настоящего изобретения. Однако, следует ясно понимать, что скважинная система 10 является просто одним приведенным в качестве примера вариантом реализации, поскольку практически может быть реализовано широкое разнообразие других примеров. Таким образом, объем защиты настоящего изобретения совершенно не ограничивается подробностями скважинной системы 10 и связанного с ней способа (способов), описанных в настоящей заявке и/или показанных на сопроводительных чертежах.

На фиг. 1 показан пример скважинной инструментальной колонны 12, которую используют для бурения скважины 14. Скважинная инструментальная колонна 12 содержит бурильную колонну, включая буровую коронку 16, одну или большее количество утяжеленных бурильных труб 18, датчик для измерений в процессе бурения (ИВБ) и телеметрический инструмент 20, буровой двигатель 22 (такой как двигатель объемного типа или двигатель Муано, турбина), отклоняющий инструмент 24 и другие компоненты бурильной колонны. Буровая коронка 16, утяжеленные бурильные трубы 18, инструмент 20 для ИВБ, буровой двигатель 22, отклоняющий инструмент 24 и другие компоненты все вместе могут быть обозначены как компоновка низа бурильной колонны (КНБК).

Обратный клапан 26 может быть использован для обеспечения возможности протекания буровой текучей среды 28 только в одном направлении в бурильной колонне к буровой коронке 16. Буровая текучая среда 28 возвращается к поверхности вдоль межтрубного пространства 30, образованного радиально между колонной 12 и скважиной 14.

Несмотря на то что пример, показанный на фиг. 1, включает некоторые скважинные инструменты и конкретную компоновку этих скважинных инструментов, следует отметить, что объем настоящего изобретения не ограничивается только изображенными скважинными инструментами и/или комбинацией или компоновкой скважинных инструментов. Вместо этого, принципы настоящего изобретения могут быть применены к множеству различных примеров, в которых подавление эффектов при свабировании и/или поршневании является необходимым.

При контакте буровой коронки 16 с забоем 34 скважины 14 разрешено только относительно медленное перемещение колонны 12 в нижнем направлении (как показано на фиг. 1), когда буровая коронка 16 прорезает формацию 32, сквозь которую проникает скважина. На фиг. 2 в частичном разрезе показана система 10, показанная на фиг. 1, со скважинной инструментальной колонной, смещенной в скважине. Если скважинную инструментальную колонну 12 быстро перемещают в верхнем или нижнем направлениях относительно скважины 14, как показано на фиг. 2, части колонны, имеющие увеличенные наружные размеры (например, увеличенные наружные диаметры), смещают текучую среду в скважине 14 и вызывают в ней эффекты при свабировании и/или поршневании.

Такое перемещение колонны 12 может быть результатом вертикальных колебаний плавающего бурового оборудования (не показано), вызывающих опускание и подъем колонны относительно скважины 14 и другие перемещения колонны. На фиг. 2 показан пример эффектов при свабировании и поршневании в секции 36 забоя скважины 14, которые усиливаются при уменьшении расстояния между КНБК и забоем 34 скважины.

В частности, если колонна 12 смещается вниз (как показано на фиг. 2) в направлении к забою 34 скважины 14, давление в секции 36 забоя скважины увеличивается, и давление в секции 30b межтрубного пространства 30 выше КНБК уменьшается, что приводит к перепаду давлений на КНБК. Напротив, если колонна 12 смещается вверх (как показано на фиг. 2) в направлении от забоя 34 скважины 14, давление в секции 30b межтрубного пространства 30 над КНБК увеличивается, и давление в секции 36 скважины уменьшается, что опять же приводит к перепаду давлений на КНБК, но в противоположном направлении. Давление в секции 30а межтрубного пространства 30, окружающего КНБК, может увеличиваться или уменьшаться при смещении колонны 12 в каждом направлении в зависимости от ограничений протеканию текучей среды в межтрубном пространстве вокруг различных скважинных инструментов в КНБК.

Как показано в примерах на фиг. 1 и 2, предпочтительно уменьшать потенциально вредные увеличения и/или уменьшения давления в скважине 14 путем устранения или по меньшей мере снижения перепадов давления на скважинных инструментах (таких как КНБК, показанных на фиг. 1 и 2), которые являются следствием перемещения колонны 12 в скважине. Однако, следует понимать, что секция 36 забоя скважины 14 является только одной секцией скважины, в которой могут наблюдаться увеличения и/или уменьшения давления из-за перемещения колонны 12, и объем защиты настоящего изобретения не ограничивается уменьшением нежелательных изменений давления в скважине ниже буровой коронки 16. Например, давление в секции 30b межтрубного пространства 30 выше КНБК также может увеличиваться или уменьшаться из-за перемещения колонны 12.

На фиг. 3 в частичном разрезе показан другой пример скважинной системы, в которой колонна 12 содержит скважинные инструменты 38, 40, соединенные в колонну. Скважинные инструменты 38, 40 имеют увеличенные наружные диаметры по сравнению со смежными секциями 42, 44, и, таким образом, увеличенные наружные диаметры скважинных инструментов действуют в качестве кольцевого "поршня" в скважине 14 с ограниченным потоком в межтрубном пространстве 30 вокруг скважинных инструментов. Таким образом, в скважине 14 (например, между секциями межтрубного пространства 30а,b) может быть создан перепад давлений при смещении колонны 12 относительно указанной скважины.

Скважинные инструменты 38, 40 могут быть скважинными инструментами любого типа, например, буровой коронкой 16, утяжеленными бурильными трубами 18, инструментом 20 для ИВБ, буровым двигателем 22, отклоняющим инструментом 24, обратным клапаном 26 или буровым эксплуатационным оборудованием, инструментом для заканчивания скважины или инструментом для цементирования любого типа. Объем защиты настоящего изобретения не ограничивается использованием конкретных числа, типа или комбинации скважинных инструментов.

В скважинной системе 10, показанной на фиг. 3, инструменты 46 для выравнивания давления соединены в колонне 12 на противоположных сторонах скважинных инструментов 38, 40. Инструменты 46 обеспечивают выборочную связь по текучей среде между каждой из секций 30а,b межтрубного пространства и проточным каналом 48, проходящим в продольном направлении внутри колонны 12. Таким образом, перепады давлений между секциями 30а,b межтрубного пространства, вызванные перемещением колонны 12, могут быть предотвращены или по меньшей мере уменьшены.

Каждый из инструментов 46 включает устройство 50 для регулирования потока (например, клапан или дроссель), которое открывается и закрывается для соответственного создания и предотвращения связи по текучей среде между проточным каналом 48 и межтрубным пространством 30 с наружной стороны колонны 12. Активацией устройства 50 управляет процессор 52 с запоминающим устройством 54 и источником 56 электропитания (таким как батареи, внутрискважинный генератор, электрические проводники или оптоволоконный кабель).

Один или большее количество датчиков 58 обнаруживают один или большее количество параметров, указывающих на перемещение колонны 12 относительно скважины 14. Например, датчики 58 давления в составе инструментов 46 могут обнаруживать давление в секциях 30а,b межтрубного пространства и, таким образом, перепад давлений между секциями межтрубного пространства, вызванный перемещением колонны 12. Разумеется, для обнаружения давления в отдельных секциях скважины 14 вместо отдельных датчиков может быть использован одиночный датчик перепада давлений.

Акселерометр может непосредственно измерять ускорение колонны 12, и интегратор может быть использован для определения скорости колонны на основании измеренного ускорения (скорость равна ускорению, интегрированному по времени). Для измерения скорости и/или ускорения вращения могут быть использованы гироскоп или датчик вращения (например, для определения, вращается ли колонна 12). Таким образом, объем настоящего изобретения не ограничивается использованием датчика или датчиков конкретного типа для измерения параметра, указывающего на перемещение колонны 12 в скважине 14.

Когда датчики 58 или любой из них обнаруживают существенное перемещение колонны 12, достаточное для создания нежелательного увеличения и/или уменьшения давления в скважине 14, устройства 50 для регулирования потока могут открываться и, таким образом, обеспечивать связь по текучей среде между секциями 30а,b межтрубного пространства посредством проточного канала 48 и уменьшать или устранять перепад давлений между секциями межтрубного пространства. Открывание устройств 50 для регулирования потока может быть синхронизировано при помощи телеметрических устройств 60 (таких как, устройства, выполненные с возможностью телеметрической связи по ближней акустической или электромагнитной связи или других типов проводной или беспроводной телеметрической связи).

Таким образом, открывание и закрывание устройств 50 для регулирования потока в основном могут происходить одновременно. При необходимости активация первого устройства 50 для регулирования потока может быть задержана для обеспечения достаточного времени для беспроводной передачи и декодирования для активации второго устройства 50 для регулирования потока, так что устройства для регулирования потока активируются фактически одновременно. В случае использования проводной связи одновременная активация может быть достигнута без задержки. Использование телеметрических устройств 60 также может обеспечить возможность уменьшения количества датчиков 58 (например, для управления активацией различных регулирующих расход устройств 50 может быть использован одиночный акселерометр).

В других примерах устройства 50 для регулирования потока могут быть активированы не одновременно. Таким образом, объем защиты настоящего изобретения не ограничивается синхронным (или по существу синхронным) активированием устройств 50 для регулирования потока.

Следует отметить, что датчики 58 не обязательно должны содержаться в любом из инструментов 46 или в обоих инструментах 46. Например, если инструмент 20 для ИВБ содержит акселерометр и/или датчик давления, этот датчик или эти датчики могут быть использованы вместо датчиков 58. Инструменты 46 могут быть связаны с инструментом 20 для ИВБ посредством проводной или беспроводной телеметрической связи (например, ближней акустической или электромагнитной телеметрической связи).

Поскольку инструменты ИВБ обычно включают множество датчиков, эти датчики могут быть использованы, например, для управления активацией инструментов 46 для выравнивания давления другими способами. Например, инструмент 20 для ИВБ может содержать датчик 58 осевой нагрузки на коронку и/или крутящего момента, который измеряет сжатие и/или крутящий момент в колонне 12.

Устройства 50 для регулирования потока могут быть поддерживаться в закрытом положении, если датчик 58 осевой нагрузки на коронку или крутящего момента измеряет сжатие или крутящий момент в колонне 12, которые указывают на то, что коронка расположена на забое или бурение возобновляется (когда перемещение колонны 12 относительно скважины 14 является недостаточным для вызова вредоносных изменений давления). Таким образом, например, измеренные датчиком 58 во время бурения ускорения (которые могут быть весьма большими, но могут действовать относительно короткий период времени, так что они не вызывают чрезмерные изменения давления в скважине 14) не будут вызывать открывание регулирующих расход устройств 50.

Процессор 52 может быть запрограммирован для поддерживания устройств 50 для регулирования потока в закрытом положении, если сжатие и/или крутящий момент в колонне 12 выше заданного порога. Процессор 52 может быть запрограммирован для открывания регулирующих расход устройств 50, только если ускорение, скорость или другой параметр перемещения колонны 12 выше предварительно заданного значения или порога длительности. Однако объем защиты настоящего изобретения не ограничивается конкретным способом управления активацией устройств 50 для регулирования потока.

Несмотря на то что инструменты 46 для выравнивания давления на фиг. 3 показаны как отдельные инструменты, соединенные в колонне 12, вместо этого компоненты инструментов могут введены в состав скважинных инструментов 38, 40. Подобным образом компоненты инструментов 46 для выравнивания давления также могут содержаться в любом из скважинных инструментов (например, буровой коронке 16, утяжеленных бурильных трубах 18, инструменте 20 для ИВБ, буровом двигателе 22, отклоняющем инструменте 24, обратном клапане 26), как показано в примерах на фиг. 1 и 2.

Несмотря на то что инструменты 46 для выравнивания давления изображены на фиг. 3 как включающие некоторые компоненты (например, устройство 50 для регулирования потока, процессор 52, запоминающее устройство 54, источник 56 питания, датчики 58, телеметрическое устройство 60), инструмент для выравнивания давления не обязательно должен включать конкретное количество, компоновку или комбинацию компонентов. Если используются различные инструменты 46 для выравнивания давления, каждый инструмент не обязательно должен включать те же самые компоненты. Объем защиты настоящего изобретения не ограничивается использованием конкретной конфигурации или конфигураций инструмента 46 для выравнивания давления.

На фиг. 4 в частичном разрезе показан еще один пример скважинной системы, в которой инструменты 46 для выравнивания давления соединены в колонне 12 на противоположных сторонах скважинных инструментов 38, 40. Однако в этом примере инструменты 46 не имеют одинаковую конфигурацию, и проточный канал 48 не используется для обеспечения связи по текучей среде между секциями 30а,b межтрубного пространства.

В скважинных инструментах 38, 40 в продольном направлении проходит отдельный проточный канал 62 для обеспечения связи по текучей среде между секциями 30а,b межтрубного пространства. Одиночное устройство 50 для регулирования потока в верхнем инструменте 46 для выравнивания давления используется для управления потоком в канале 62 для уменьшения или устранения перепадов давления между секциями 30а,b межтрубного пространства.

В этом примере нижний инструмент 46 для выравнивания давления не содержит устройство для регулирования потока, процессор или запоминающее устройство. В нижний инструмент 46 включены только датчики 58, источник 56 питания и телеметрическое устройство 60. Однако в соответствии с объемом защиты настоящего изобретения могут быть использованы различные конфигурации верхнего и нижнего инструментов 46.

Когда датчики 58 (или только один датчик, или любая комбинация датчиков) обнаруживают, что происходит достаточное перемещение колонны 12 для вызова нежелательных увеличений и/или уменьшений давления в скважине 14, устройство 50 для регулирования потока может быть открыто для предотвращения или уменьшения любого перепада давлений на скважинных инструментах 38, 40 путем обеспечения протекания текучей среды между секциями скважины на противоположных сторонах скважинных инструментов 38, 40.

Следует отметить, что в примерах на фиг. 3 и 4 два скважинных инструмента 38, 40 показаны имеющими увеличенные наружные размеры D в колонне 12. Однако в других примерах только один скважинный инструмент или любая комбинация скважинных инструментов (например, КНБК в примере, показанном на фиг. 1 и 2) могут иметь перепады давлений, созданные на них вследствие перемещения колонны 12.

На фиг. 5 в разрезе показана буровая коронка 16, которая может содержать устройство для выравнивания давления. В этом примере скважинным инструментом является буровая коронка 16, показанная в примерах на фиг. 1 и 2, но другие скважинные инструменты (такие как утяжеленные бурильные трубы 18, инструмент 20 для ИВБ, буровой двигатель 22, отклоняющий инструмент 24, обратный клапан 26, скважинный инструмент 38, скважинный инструмент 40, бурильные инструменты, инструменты для цементирования и инструменты для заканчивания скважины) могут содержать устройство для выравнивания давления в соответствии с объемом защиты настоящего изобретения.

В примере, показанном на фиг. 5, буровая коронка 16 имеет увеличенный наружный размер D, так что перемещение буровой коронки с колонной 12 может привести к перепаду давлений, созданному на буровой коронке в скважине 14.

Канал 62 в этом примере проходит в нижнем направлении (как показано на фиг. 5) к нижнему концу буровой коронки 16 и проходит вверх в местоположение выше увеличенного наружного размера D. Таким образом, открывание устройства 50 для регулирования потока может устранить или по меньшей мере уменьшить перепад давлений на компоненте с увеличенным наружным размером D.

В других примерах проточный канал 62 может быть соединен с другой секцией проточного канала в другом скважинном инструменте (подобно компоновке, показанной на фиг. 4, в которой проточный канал 62 проходит сквозь различные скважинные инструменты 38, 40). Таким образом, перепад давлений на различных скважинных инструментах (включая буровую коронку 16), вызванный перемещением колонны 12 в скважине 14, может быть уменьшен или устранен.

На фиг. 6 в разрезе показан другой пример буровой коронки 16, в котором не используется отдельный проточный канал 62 (см. фиг. 4 и 5). Вместо этого устройство 50 для регулирования потока связано с проточным каналом 48, который проходит в колонне 12.

Форсунки 64, обеспечивающие связь по текучей среде между проточным каналом 48 и нижним концом буровой коронки 16, могут быть использованы для снижения или устранения увеличений и/или уменьшений давления в забое скважины 34 ниже буровой коронки. Форсунки 64 могут быть выполнены таким образом, чтобы суммарная площадь потока через форсунки могла быть изменена во время бурения. Пример описан в публикации США №2003/0010532.

Кроме того, при использовании проточного канала 48 (который может проходить через один или большее количество дополнительных скважинных инструментов, как показано в примере на фиг. 1-3) открывание устройства 50 для регулирования потока может быть использовано для уменьшения или устранения перепада давлений на дополнительных скважинных инструментах, соединенных выше буровой коронки 16. Таким образом, буровая коронка 16, показанная на фиг. 6, может быть встроена в скважинную систему 10, показанную на фиг. 1 и 2, и инструмент 46 для выравнивания давления может быть соединен, например, выше утяжеленных бурильных труб 18 для уменьшения или устранения перепадов давления на КНБК, когда колонна 12 смещается в скважине 14. Устройства 50 для регулирования потока в буровой коронке 16 и инструмент 46 для выравнивания давления могут быть открыты, когда перемещение колонны 12 в скважине 14 является достаточным (например, на основании обнаружения датчиками 58) для формирования потенциально вредных увеличений и/или уменьшений давления в скважине.

На фиг. 7 в разрезе показан еще один пример буровой коронки 16. В этом примере устройство 50 для регулирования потока выборочно открывает и закрывает путь для потока текучей среды непосредственно между проточным каналом 48 и секцией 36 забоя скважины 14. Буровая коронка 16, показанная на фиг. 7, может быть встроена в скважинную систему 10, показанную на фиг. 1 и 2, и инструмент 46 для выравнивания давления может быть соединен, например, выше утяжеленных бурильных труб 18 для уменьшения или устранения перепадов давления на КНБК, когда колонна 12 смещается в скважине 14.

Дополнительно, на фиг. 8 в частичном разрезе показан другой пример скважинной системы 10 и способа. В этом примере скважинная инструментальная колонна 12 содержит обсадную колонну или колонну-хвостовик, перемещенную в скважину 14.

Во время перемещения обсадной колонны или колонны-хвостовика в скважину 14 давление ниже колонны 12 может увеличиваться по причине, например, увеличенных наружных размеров D скважинных инструментов 66, 68, соединенных в колонне. Давление в секции 30b межтрубного пространства выше скважинных инструментов 66, 68 может уменьшаться при перемещении колонны 12 в скважину 14 из-за ограничения потока в межтрубном пространстве 30, вызванного увеличенными наружными размерами D.

Скважинные инструменты 66, 68 показаны на фиг. 8 как содержащие колонный башмак (включая, например, башмак с обратным клапаном и цементировочный башмак). Устройства 50 для регулирования потока включены в скважинные инструменты 66, 68 для уменьшения или устранения перепадов давления в скважине 14 на скважинных инструментах.

Верхнее устройство 50 для регулирования потока обеспечивает выборочную связь по текучей среде между проточным каналом 48 и верхней секцией 30b межтрубного пространства. Нижнее устройство 50 для регулирования потока обеспечивает выборочную связь по текучей среде между проточным каналом 48 и скважиной 14 ниже колонны 12 через запорный клапан или поплавковый клапан 70 в скважинном инструменте 68.

Устройства 50 для регулирования потока могут быть соединены с одним или большим количеством процессоров 52, датчиков 58, источников 56 питания и телеметрических устройств 60, как описано выше в других примерах, таким образом, чтобы устройства для регулирования потока открывались при необходимости уменьшения или устранения перепадов давления на скважинных инструментах 66, 68. Не смотря на то, что в примере на фиг. 8 для уменьшения перепадов давления используется проточный канал 48, при необходимости может быть обеспечен отдельный проточный канал 62. Не смотря на то, что устройства 50 для регулирования потока и связанные с ними компоненты на фиг. 8 показаны как встроенные в скважинные инструменты 66, 68, вместо этого для выравнивания давления могут быть использованы отдельные инструменты 46.

На фиг. 9 показан пример блок-схемы способа 72 уменьшения нежелательных изменений давления в скважине 14. В этом примере датчики 58 содержат как датчики ускорения, так и датчики давления, которые в основном непрерывно передают свои выходные сигналы процессору 52 для определения необходимости открывания или закрывания устройства 50 для регулирования потока. В других примерах могут быть использованы датчики других типов (например, гироскоп или другой датчик вращения может быть использован для определения, вращается ли колонна 12).

На этапе 74 измеряют ускорение с использованием датчика 58 ускорения. На этапе 76 измеряют давление с использованием датчика 58 давления. Если выходные сигналы любого из этих датчиков 58 указывают на то, что перемещение колонны 12 вызывает или может вызвать нежелательные увеличения и/или уменьшения давления в скважине 14, устройство 50 для регулирования потока открывается на этапе 78. Это предотвращает, устраняет или по меньшей мере уменьшает перепады давления на скважинных инструментах в колонне 12.

Если датчик вращения (например, гироскоп в инструменте 20 для ИВБ) указывает, что вращение колонны 12 меньше предварительно заданного уровня, и акселерометр и/или датчик давления указывают, что нежелательное давление уже возникло или вскоре должно возникнуть, может быть открыто устройство 50 для регулирования потока. Датчики веса на коронке и/или крутящего момента (например, в инструменте 20 для ИВБ) могут быть использованы, чтобы удостовериться, что колонна 12 не используется для бурения скважины 14, когда устройство 50 для регулирования потока открыто.

Таким образом, предпочтительно устройство 50 для регулирования потока не открывается, если колонна 12 используется для бурения скважины 14. Для определения, выполняется ли бурение в настоящий момент времени, могут быть использованы датчики различных типов (например, гироскоп или другой датчик вращения, датчик веса на коронке, датчик крутящего момента) в комбинации с соответствующим логическим программированием.

Если в колонну 12 в нижней части ствола скважины встроен электрический генератор для генерирования электроэнергии в ответ на поток буровой текучей среды 28, протекающей в колонне, выходной сигнал генератора может вырабатывать показатель, происходит ли возобновление бурения. Например, если число оборотов в минуту, выходное напряжение или выходной ток генератора указывают на то, что текучая среда 28 циркулирует в колонне 12, это может быть признаком того, что происходит возобновление бурения (не смотря на то, что в некоторых ситуациях текучая среда может циркулировать в колонне без возобновления бурения).

На этапах 80 и 82 снова измеряют ускорение и давление посредством датчиков 58. Если выходные сигналы датчиков 58 не указывают, что перемещение колонны 12 вызывает или вызовет нежелательные увеличения и/или уменьшения давления в скважине 14, устройство 50 для регулирования потока закрывают на этапе 84. Это обеспечивает возможность продолжения нормальной работы (например, буровых работ, операций стимуляции или заканчивания скважины или операций цементирования) без открывания устройства 50 для регулирования потока.

Открывание устройства 50 для регулирования потока может быть отменено, если датчики 58 обнаруживают сжатие или крутящий момент в колонне 12 или вращение колонны, как описано выше. В частности, предпочтительным является, если устройство 50 для регулирования потока, канал 48 и/или другие компоненты размещены в буровой коронке 16 таким образом, чтобы указанные компоненты не были засыпаны или повреждены иным способом буровым шламом.

Несмотря на то что на фиг. 9 показаны некоторые этапы 74, 76, 78, 80, 82, 84, выполняемые в определенном порядке, этот порядок выполнения этапов не является необходимым в соответствии с объемом защиты настоящего изобретения. Вместо этого, блок-схема, показанная на фиг. 9, предназначена для иллюстрирования концепции, согласно которой выходные сигналы датчиков 58 по существу непрерывно (или по меньшей мере равномерно или периодически) принимаются процессором 52 для определения необходимости открывания или закрывания устройства 50 для регулирования потока.

Следует отметить, что если для устройства 50 для регулирования потока используется дроссель, то операции открывания или закрывания устройства для регулирования потока могут включать частичное открывание или частичное закрывание устройства для регулирования потока. Таким образом, связь по текучей среде между секциями скважины может быть увеличена или уменьшена посредством устройства 50 для регулирования потока без полного допущения или предотвращения этой связи по текучей среде через устройство для регулирования потока.

Теперь полностью может быть оценен тот факт, что описанное выше настоящее раскрытие представляет собой существенные усовершенствование уровня техники в области уменьшения эффектов при свабировании и поршневании в скважинах. В примерах, описанных выше, нежелательные увеличения и/или уменьшения давления в скважине 14 могут быть уменьшены с использованием одного или большего количества устройств 50 для регулирования потока, которые уменьшают или предотвращают перепады давления на скважинных инструментах, вызванные перемещением скважинной инструментальной колонны 12 в скважине.

Способ 72 уменьшения нежелательных изменений давления в скважине 14, вызванных перемещением скважинной инструментальной колонны 12, представляет собой усовершенствование уровня техники согласно настоящему изобретению. Согласно одному примеру способ 72 может включать этапы, согласно которым: выборочно уменьшают и увеличивают связь по текучей среде между секциями (например, секцией 36 забоя, секциями 30а,b межтрубного пространства) скважины 14 на противоположных сторонах по меньшей мере одного скважинного инструмента 16, 18, 20, 22, 24, 26, 38, 40, 66, 68 в скважинной инструментальной колонне 12, причем связь по текучей среде увеличивают в ответ на обнаружение превышающего порог перемещения скважинной инструментальной колонны 12 относительно скважины 14.

Превышающее порог перемещение может включать предварительно заданный уровень ускорения скважинной инструментальной колонны 12. Скважинная инструментальная колонна 12 может содержать по меньшей мере один датчик 58, который измеряет ускорение скважинной инструментальной колонны 12.

Превышающее порог перемещение может включать достаточное перемещение скважинной инструментальной колонны 12 для вызова предварительно заданного уровня перепада давления на скважинном инструменте 16, 18, 20, 22, 24, 26, 38, 40, 66, 68. Скважинная инструментальная колонна 12 может содержать по меньшей мере один датчик 58, который измеряет перепад давления на скважинном инструменте 16, 18, 20, 22, 24, 26, 38, 40, 66, 68. Перепад давления может быть образован в межтрубном пространстве 30 снаружи скважинной инструментальной колонны 12.

Связь по текучей среде может быть прекращена в ответ на обнаружение сжатия и/или крутящего момента в скважинной инструментальной колонне 12.

Этап обеспечения связи по текучей среде может включать открывание по меньшей мере одного устройства 50 для регулирования потока и, таким образом, обеспечение связи по текучей среде между внутренним проточным каналом 48, 62 скважинной инструментальной колонны 12 и каждой из секций 36, 30а,b скважины. Проточный канал 48 может быть выполнен с возможностью направления буровой текучей среды 28 к буровой коронке 16. Проточный канал 48 может проходить сквозь буровую коронку 16.

Скважинная инструментальная колонна 12 также представляет собой усовершенствование уровня техники согласно настоящему изобретению. В одном примере колонна 12 может содержать: по меньшей мере один скважинный инструмент 16, 18, 20, 22, 24, 26, 38, 40, 66, 68, соединенный в скважинной инструментальной колонне 12, причем указанный скважинный инструмент 16, 18, 20, 22, 24, 26, 38, 40, 66, 68 имеет наружный размер D, который увеличен относительно по меньшей мере одной смежной секции 42, 44 скважинной инструментальной колонны 12; проточный канал 48, 62, проходящий между противоположными концами скважинного инструмента 16, 18, 20, 22, 24, 26, 38, 40, 66, 68; датчик 58; и по меньшей мере одно устройство 50 для регулирования потока, выполненное с возможностью выборочного увеличения и уменьшения связи по текучей среде между противоположными концами скважинного инструмента 16, 18, 20, 22, 24, 26, 38, 40, 66, 68 посредством проточного канала 48, 62 в ответ на выходной сигнал датчика 58, указывающий на перемещение скважинной инструментальной колонны 12.

Скважинная инструментальная колонна 12 может содержать множество устройств 50 для регулирования потока, причем активация устройств 50 для регулирования потока происходит синхронизированным способом, так что устройства 50 для регулирования потока открываются и закрываются одновременно. Активация устройств 50 для регулирования потока может быть синхронизирована посредством телеметрической связи.

Предпочтительно устройства 50 для регулирования потока предоставляют показатели их положений/конфигураций (например, открытого или закрытого положения). Такие показатели могут быть переданы в расположенное на удаленном расстоянии местоположение (например, в систему управления, расположенную на поверхности земли). На основании этих признаков может быть осуществлено дополнительное управление различными инструментами в колонне 12.

Поток в проточном канале 48, 62 может быть разрешен в ответ на выходной сигнал датчика 58, указывающий на предварительно заданный уровень ускорения скважинной инструментальной колонны 12, и/или в ответ на выходной сигнал датчика 58, указывающий на предварительно заданный уровень перепада давления на скважинном инструменте 16, 18, 20, 22, 24, 26, 38, 40, 66, 68.

Поток в канале 48, 62 не может быть разрешен в ответ на выходной сигнал датчика 58, указывающий на возобновление бурения. Например, если число оборотов в минуту вращающейся колонны 12 превышает предварительно заданный уровень (например, измеренный датчиком вращения), если есть сжатие в колонне (например, измеренное датчиком веса на коронке) и/или если имеется крутящий момент в колонне (например, измеренный датчиком крутящего момента), то устройство (устройства) 50 для регулирования потока не может быть открыто.

Выше также описан другой способ 72 уменьшения нежелательных перепадов давления по меньшей мере на одном скважинном инструменте 16, 18, 20, 22, 24, 26, 38, 40, 66, 68 в скважинной инструментальной колонне 12. В одном примере способ 72 включает этапы, согласно которым измеряют по меньшей мере один параметр, указывающий на перепад давления на скважинном инструменте 16, 18, 20, 22, 24, 26, 38, 40, 66, 68, и открывают по меньшей мере одно устройство 50 для регулирования потока, посредством чего обеспечивают связь по текучей среде между секциями 36, 30а,b скважины 14 на противоположных сторонах скважинного инструмента 16, 18, 20, 22, 24, 26, 38, 40, 66, 68, причем указанное открывание выполняют, когда измеренный параметр превышает пороговый уровень.

Указанный параметр может включать ускорение скважинной инструментальной колонны 12. Этот параметр может включать перепад давления между секциями 36, 30а,b скважины. Другие измеренные параметры могут включать вращение, вес на коронке 16 и крутящий момент в колонне 12.

Этап открывания может включать возобновление потока в проточном канале 48, 62, проходящем сквозь скважинный инструмент 16, 18, 20, 22, 24, 26, 38, 40, 66, 68.

Проточный канал 48 может быть выполнен с возможностью направления буровой текучей среды 28 к буровой коронке 16. Проточный канал 48, 62 может проходить сквозь буровую коронку 16. Проточный канал 48, 62 может проходить в продольном направлении сквозь скважинную инструментальную колонну 12.

Этап открывания может включать открывание различных устройств 50 для регулирования потока и, таким образом, возобновление связи по текучей среде между проточным каналом 48, 62 и секциями 36, 30а,b скважины.

Способ 72 может включать синхронизацию открывания и/или закрывания устройств 50 для регулирования потока посредством телеметрической связи. Такая проводная или беспроводная телеметрическая связь может быть инициирована системами управления, расположенными на поверхности и/или в нижней части ствола скважины.

Несмотря на то что выше описаны различные примеры, каждый из которых имеет конкретные отличительные особенности, следует понимать, что не обязательно отличительная особенность одного примера должна использоваться исключительно с этим примером. Вместо этого, любой из признаков, описанных выше и/или показанных на чертежах, может быть комбинирован с любым из примеров в дополнение к любому из других признаков или взамен любого из других признаков указанных примеров. Признаки одного примера не являются взаимно исключительными по отношению к признакам другого примера. Вместо этого, объем защиты настоящего изобретения охватывает любую комбинацию любых из указанных признаков.

Несмотря на то что каждый пример, описанный выше, включает некоторую комбинацию признаков, следует понимать, что использование всех признаков примера не является необходимым. Вместо этого, любой из признаков, описанных выше, может быть использован без любого другого также используемого конкретного признака или признаков.

Следует отметить, что различные варианты реализации, описанные в настоящей заявке, могут быть использованы в различных ориентациях, таких как наклонная, перевернутая, горизонтальная или вертикальная, и в различных конфигурациях без отступления от принципов настоящего изобретения. Варианты реализации описаны только как варианты реализации подходящих случаев применения принципов настоящего изобретения, которое не ограничивается конкретными подробностями этих вариантов реализации.

В приведенном выше описании типичных вариантов реализации относящиеся к направлению термины (такие как "выше", "ниже", "верхний" и "нижний") используются для удобства ссылки на сопроводительные чертежи. Однако, следует ясно понимать, что объем защиты настоящего изобретения не ограничивается конкретными направлениями, описанными в настоящей заявке.

Термины "включая", "включает", "содержащий", "содержит" и подобные термины используются в настоящем описании в неограничивающем смысле. Например, если система, способ, оборудование или устройство описаны как "содержащие" некоторый признак или элемент, указанные система, способ, оборудование или устройство могут содержать этот признак или элемент и также могут содержать другие признаки или элементы. Подобным образом, термин "содержит" означает "содержит, но не ограничивается".

Следует отметить, что специалист в данной области техники после внимательного рассмотрения вышеуказанного описания типичных вариантов реализации настоящего изобретения, легко поймет, что в описанных конкретных вариантах реализации могут быть сделаны множество модификаций, добавлений, замен, удалений и других изменений, и такие изменения охвачены принципами настоящего изобретения. Например, конструкции, раскрытые как отдельно сформированные, согласно другим вариантам реализации могут быть выполнены как одно целое, и наоборот. Соответственно, приведенное выше подробное описание должно быть ясно понято только как иллюстрация и пример, в то время как сущность и объем защиты настоящего изобретения определены исключительно пунктами приложенной формулы и их эквивалентами.

1. Способ уменьшения нежелательных изменений давления в скважине из-за перемещения скважинной инструментальной колонны, включающий этапы, согласно которым:

выборочно уменьшают и увеличивают связь по текучей среде между секциями скважины на противоположных сторонах по меньшей мере одного скважинного инструмента в скважинной инструментальной колонне, причем связь по текучей среде увеличивают в ответ на обнаружение превышающего порог перемещения скважинной инструментальной колонны относительно скважины.

2. Способ по п. 1, согласно которому превышающее порог перемещение включает предварительно заданный уровень ускорения скважинной инструментальной колонны.

3. Способ по п. 1, согласно которому скважинная инструментальная колонна содержит по меньшей мере один датчик, который измеряет ускорение скважинной инструментальной колонны.

4. Способ по п. 1, согласно которому превышающее порог перемещение включает достаточное перемещение скважинной инструментальной колонны, вызывающее предварительно заданный уровень перепада давления на скважинном инструменте.

5. Способ по п. 1, согласно которому скважинная инструментальная колонна содержит по меньшей мере один датчик, который измеряет перепад давления на скважинном инструменте.

6. Способ по п. 5, согласно которому перепад давления возникает в межтрубном пространстве, внешнем по отношению к скважинной инструментальной колонне.

7. Способ по п. 1, согласно которому связь по текучей среде уменьшают в ответ на обнаружение по меньшей мере одного из следующего: сжатие, крутящий момент и вращение в скважинной инструментальной колонне.

8. Способ по п. 1, согласно которому обеспечение связи по текучей среде включает открывание по меньшей мере одного устройства для регулирования потока, таким образом, обеспечивая связь по текучей среде между внутренним проточным каналом скважинной инструментальной колонны и каждой из секций скважины.

9. Способ по п. 8, согласно которому проточный канал выполнен с возможностью направления буровой текучей среды к буровой коронке.

10. Способ по п. 8, согласно которому проточный канал проходит сквозь буровую коронку.

11. Скважинная инструментальная колонна, содержащая:

по меньшей мере один скважинный инструмент, соединенный в скважинной инструментальной колонне и имеющий наружный размер, увеличенный относительно по меньшей мере одной смежной секции скважинной инструментальной колонны;

проточный канал, проходящий между противоположными концами указанного скважинного инструмента;

датчик; и

по меньшей мере одно устройство для регулирования потока, выполненное с возможностью выборочного увеличения и уменьшения связи по текучей среде между противоположными концами скважинного инструмента через проточный канал в ответ на выходной сигнал датчика, указывающего на перемещение скважинной инструментальной колонны.

12. Скважинная инструментальная колонна по п. 11, в которой датчик выполнен с возможностью измерения перепада давления на скважинном инструменте.

13. Скважинная инструментальная колонна по п. 11, в которой датчик выполнен с возможностью измерения ускорения скважинной инструментальной колонны.

14. Скважинная инструментальная колонна по п. 11, в которой устройство для регулирования потока предотвращает связь по текучей среде между противоположными концами скважинного инструмента в ответ по меньшей мере на одно из следующего: вращение, крутящий момент и сжатие в скважинной инструментальной колонне.

15. Скважинная инструментальная колонна по п. 11, в которой по меньшей мере одно устройство для регулирования потока содержит множество устройств для регулирования потока, причем активация устройств для регулирования потока является синхронизированной, так что устройства для регулирования потока открываются и закрываются одновременно.

16. Скважинная инструментальная колонна по п. 15, в которой активация устройств для регулирования потока синхронизируется посредством телеметрической связи.

17. Скважинная инструментальная колонна по п. 11, в которой проточный канал выполнен с возможностью направления буровой текучей среды к буровой коронке.

18. Скважинная инструментальная колонна по п. 11, в которой проточный канал проходит сквозь буровую коронку.

19. Скважинная инструментальная колонна по п. 11, в которой поток в проточном канале обеспечен в ответ на выходной сигнал датчика, указывающий на предварительно заданный уровень ускорения скважинной инструментальной колонны.

20. Скважинная инструментальная колонна по п. 11, в которой поток в проточном канале обеспечен в ответ на выходной сигнал датчика, указывающий на предварительно заданный уровень перепада давления на скважинном инструменте.

21. Способ уменьшения нежелательных перепадов давления по меньшей мере на одном скважинном инструменте в скважинной инструментальной колонне, включающий этапы, согласно которым:

измеряют по меньшей мере один параметр, указывающий на перепад давления на скважинном инструменте, и

открывают по меньшей мере одно устройство для регулирования потока, таким образом, обеспечивая связь по текучей среде между секциями скважины на противоположных сторонах скважинного инструмента, причем открывание выполняют когда параметр превышает пороговый уровень.

22. Способ по п. 21, согласно которому параметр включает ускорение скважинной инструментальной колонны.

23. Способ по п. 21, согласно которому параметр включает перепад давления между секциями скважины.

24. Способ по п. 21, согласно которому открывание дополнительно включает обеспечение потока в проточном канале, проходящем сквозь скважинный инструмент.

25. Способ по п. 24, согласно которому проточный канал выполнен с возможностью направления буровой текучей среды к буровой коронке.

26. Способ по п. 24, согласно которому проточный канал проходит сквозь буровую коронку.

27. Способ по п. 24, согласно которому проточный канал проходит в продольном направлении сквозь скважинную инструментальную колонну.

28. Способ по п. 24, согласно которому по меньшей мере одно устройство для регулирования потока содержит множество устройств для регулирования потока, причем открывание дополнительно включает открывание устройств для регулирования потока, таким образом, обеспечивая связь по текучей среде между проточным каналом и секциями скважины.

29. Способ по п. 28, дополнительно включающий синхронизацию открывания устройств для регулирования потока посредством телеметрической связи.

30. Способ по п. 29, дополнительно включающий синхронизацию закрывания устройств для регулирования потока посредством телеметрической связи.