Способы и системы для выполнения подземных работ с применением труб двойной бурильной колонны

Группа изобретений относится к бурению и обработке стволов нефтегазодобывающих скважин. Двойная бурильная колонна содержит наружную трубу, внутреннюю трубу, установленную в наружной трубе, компоновку низа бурильной колонны, гидравлически соединяющуюся с наружной трубой и внутренней трубой, отводящий переводник, соединенный с внутренней трубой. Отводящий переводник выполнен с возможностью селективно функционировать в режиме нормального бурения и режиме интенсивного потока. В режиме нормального бурения текучая среда направляется на устье по внутренней трубе. В режиме интенсивного потока возвращающаяся текучая среда направляется на забой по внутренней трубе. Отводящий переводник содержит возвратный патрубок, при этом в режиме нормального бурения возвращающаяся текучая среда проходит во внутреннюю трубу через возвратный патрубок. Повышается эффективность управления текучими средами при бурении и обработке скважин. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 6 ил.

 

Предпосылки изобретения

Углеводороды, такие как нефть и газ, обычно получают из подземных пластов. Совершенствование подземных работ и способов извлечения углеводородов из подземного пласта является комплексным. В общем, подземные работы включают в себя ряд различных этапов, например бурение ствола скважины на нужной буровой площадке, обработку ствола скважины для оптимизации добычи углеводородов и выполнение нужных этапов добычи и переработки углеводородов из подземного пласта.

Для понимания процесса испытания пласта, важно знать, как углеводороды хранятся в подземных пластах. В общем, углеводороды хранятся в небольших отверстиях или порах в подземном пласте. Способность пласта обеспечивать проход углеводородов между порами и, следовательно, в ствол скважины называется проницаемостью. Кроме того, углеводороды, содержащиеся в пласте, обычно хранятся под давлением. Поэтому является полезным определение данного давления для безопасной и эффективной эксплуатации скважины.

Бурение играет важную роль в строительстве нефтяных, газовых или водных скважин, а также в горной разработке запасов минерального сырья и т.п. Промывочный раствор ("буровой раствор") обычно нагнетается в ствол скважины при выполнении бурения. Буровой раствор может являться водой, раствором на водной основе или раствором на нефтяной основе. Во время бурения буровое долото проходит через различные слои геологических горизонтов на пути к проектной глубине. Во время бурения обычно применяются буровые растворы, которые выполняют несколько важных функций, включающих в себя без ограничения этим удаление бурового шлама из скважины на поверхность, управление пластовыми давлениями, изоляцию проницаемых пластов, минимизацию повреждений пласта, а также охлаждение и смазку бурового долота.

Одним из способов, применяемых в бурении, является способ Reelwell Drilling Method ("RDM") разработанный компанией Reelwell, Stavanger, Norway. Согласно способу RDM, как показано на Фиг. 1, двойная бурильная колонна 102 содержащая внутреннюю трубу 104 и наружную трубу 106 спускается в ствол 108 скважины, проходящий через продуктивный пласт 110. Промывочный раствор может подаваться на забой через кольцевой канал 112 бурильной колонны и выходить из бурильной колонны 102 через компоновку 114 низа бурильной колонны ("КНБК"). Возвратные патрубки 116 выполнены над стандартной КНБК 114. КНБК 114 может включать в себя ряд компонентов, например, буровое долото, наддолотный переводник, гидравлический забойный двигатель, стабилизаторы, утяжеленную бурильную трубу, толстостенную бурильную трубу, яссы и/или переводники для резьбы различных видов. Возвращающийся промывочный раствор (содержащий выбуренную породу) направляется в возвратный патрубок 116 и проходит через внутреннюю трубу 104 обратно на поверхность. Возвратный патрубок 116 по способу RDM можно использовать для промывки скважины при выполнении бурения, которое обеспечивает удаление бурового шлама через внутреннюю трубу 104. Кроме того, поршень 118 может соединяться с наружной трубой 106 для создания осевой нагрузки на буровое долото. Поршень 118 может толкать двойную бурильную колонну 102 вперед, прикладывая силу гидравлического давления на буровое долото в КНБК 114. Кроме того, поршень 118 может действовать в качестве барьера, предотвращая потерю в кольцевом пространстве скважинных текучих сред.

Вместе с тем, обычные способы RDM имеют ряд недостатков. Первое, только часть двойной бурильной колонны 102 можно использовать для направления промывочного раствора на забой. Конкретно, промывочный раствор можно направлять на забой через кольцевой канал 112 между внутренней трубой 104 и наружной трубой 106, поскольку внутренняя труба используется для возврата промывочного раствора на поверхность. Данное ограничивает скорость подачи промывочного раствора на буровую площадку. Ограничение скорости подачи промывочных растворов может отрицательно влиять на бурение. Кроме того, гидравлические двигатели, работающие под действием гидравлического давления, часто применяются при выполнении бурения. Ограниченная скорость подачи промывочных растворов приводит к уменьшению гидравлического давления на забое на гидравлическом двигателе. Кроме того, поршень 118, прикладывающий осевую нагрузку на буровое долото 114, является фиксированным, так что по достижении конца секции хвостовика или обсадной колонны, для которой он установлен, бурение следует остановить и извлечь поршень для перестановки. Кроме того, поршень 118 непросто удаляется или убирается для создания дополнительного рабочего сечения при цементировании. Наконец, для выполнения бурения с применением способа RDM секции внутренней трубы 104 и наружной трубы 106 требуется выкладывать на поверхности и резать, придавая заданную длину для стыковки пар внутренних и наружных труб, которые могут образовывать звенья бурильной колонны. Данный способ увеличивает затраты на выполнение бурения и отнимает ценное время.

Кроме того, цементирование является частью подземных работ. Например, может потребоваться изоляция секции ствола скважины выполнением одной или нескольких цементных пробок. Во время обычного цементирования, цементная смесь готовится на поверхности и подается насосом на забой в требуемое место. При подготовке цементной смеси важно проводить точные вычисления, определяя время затвердевания и подавать смесь насосом на забой, соответственно обеспечивая затвердевание цементной смеси в нужное время в нужном месте в продуктивном пласте. Конкретно, если цементная смесь затвердевает слишком рано или слишком поздно, может не получаться цементная пробка на нужном месте.

Краткое описание чертежей

На Фиг. 1 показан механизм двойной бурильной колонны известной техники.

На Фиг. 2 показан улучшенный механизм двойной бурильной колонны согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг. 3A показан с увеличением отводящий переводник улучшенного механизма двойной бурильной колонны в закрытом положении.

На Фиг. 3B показан с увеличением отводящий переводник улучшенного механизма двойной бурильной колонны в открытом положении.

На Фиг. 4 показан с увеличением пакер улучшенного механизма двойной бурильной колонны согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг. 5 показано звено улучшенной двойной бурильной колонны согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

Варианты осуществления данного изобретения показаны и описаны в примерах вариантов осуществления, не накладывающих ограничений на изобретение и таких ограничений не предполагающих. Раскрытый предмет изобретения может подвергаться значительным модификациям, заменам и иметь эквиваленты по форме и функциям, что понятно специалисту в данной области техники, применяющему изобретение. Показанные и описанные варианты осуществления данного изобретения являются только примерами и не исчерпывают объема изобретения.

Подробное описание изобретения

Для данного изобретения система обработки информации может включать в себя любой инструментарий или агрегат инструментариев, выполненный с функциональной возможностью вычисления, классификации, обработки, передачи, приема, выборки, образования, переключения, хранения, отображения, предъявления, обнаружения, записи, репродуцирования, управления или использования информации в любых формах, сведений или данных для бизнеса, научных, управленческих или других целей. Например, система обработки информации может представлять собой персональный компьютер, сетевое запоминающее устройство или любое другое подходящее устройство и может варьироваться по габаритам, форме, показателям работы, функциональности и цене. Система обработки информации может включать в себя оперативное запоминающее устройство ("ОЗУ"), один или несколько ресурсов обработки данных, например, центральный процессор ("ЦП") или контроль агрегатными или программными средствами, ПЗУ и/или энергонезависимые ЗУ других типов. Дополнительные компоненты системы обработки информации могут включать в себя один или несколько дисковых ЗУ, один или несколько сетевых портов для связи с внешними устройствами, а также различные устройства ввода и вывода ("I/O"), такие как клавиатура, компьютерная мышь и видеодисплей. Система обработки информации может также включать в себя одну или несколько шин, выполненных с функциональной возможностью поддержания связи между различными компонентами агрегатного обеспечения.

Для данного изобретения машиночитаемые носители могут включать в себя любой инструментарий или агрегатные компоненты инструментария, которые могут сохранять данные и/или инструкции в течение некоторого времени. Машиночитаемые носители могут включать в себя, например, без ограничения этим, носители в виде ЗУ прямого доступа (например, накопитель на жестком магнитном диске или накопитель на гибких магнитных дисках), ЗУ с последовательной выборкой (например, ЗУ на ленте), компакт диск, CD-ПЗУ, DVD, ОЗУ, ПЗУ, электрически стираемое программируемое ПЗУ ("ЭСППЗУ") и/или флэш-ПЗУ; а также носители связи, например провода, оптические волокна, сверхвысокие частоты, радиочастоты и другие электромагнитные и/или оптические носители; и/или любую комбинацию приведенного выше.

Термины "соединение" или "соединения" при использовании в данном документе означают непрямое или прямое соединение. Таким образом, если первое устройство соединяется со вторым устройством, соединение может являться прямым соединением или не прямым электрическим соединением через другие устройства и соединения. Аналогично, термин "поддержание связи" при использовании в данном документе означает как поддержание связи напрямую, так и не напрямую. Такое соединение может являться проводным или беспроводным соединением, например локальной сетью Ethernet или ЛВС. Такие проводные или беспроводные соединения хорошо известны специалистам в данной области техники и не рассматриваются подробно в данном документе. Таким образом, если первое устройство поддерживает связь со вторым устройством, соединение может являться прямым соединением или не прямым соединением через другие устройства и соединения. Наконец, термин "гидравлически соединяется" при использовании в данном документе означает непрямое или прямое гидравлическое соединение путями потока двух компонентов.

Термин "к устью скважины" при использовании в данном документе означает вдоль бурильной колонны или скважины от дальнего конца к поверхности, и "к забою скважины" при использовании в данном документе означает вдоль бурильной колонны или скважины от поверхности к дальнему концу.

Иллюстративные варианты осуществления настоящего изобретения подробно описаны в данном документе. Для ясности описываются не все признаки фактической реализации. Понятно, что при разработке любого такого фактического варианта осуществления могут приниматься решения, зависящие от реализации для достижения конкретных целей последней, которые могут меняться в вариантах реализации. Кроме того, понятно, что такая разработка может являться сложной и затратной по времени, но представлять собой рутинное мероприятие для специалиста в данной области техники, применяющего настоящее изобретение.

Для лучшего понимания настоящего изобретения ниже приведены примеры его конкретных вариантов осуществления. Никоим образом нельзя считать данные примеры ограничивающими или определяющими объем изобретения. Варианты осуществления настоящего изобретения можно применять в горизонтальных, вертикальных, наклонно-направленных или иных нелинейных стволах скважин в подземных пластах любого типа. Варианты осуществления можно применять в нагнетательных скважинах, а также эксплуатационных скважинах, в том числе углеводородных скважинах. Варианты осуществления можно реализовать, используя инструменты, подходящие для испытаний, отбора и извлечения образцов на участках пласта. Варианты осуществления можно реализовать с помощью инструментов, например, спускаемых через канал в трубной колонне или на каротажном кабеле, канате, гибкой насосно-компрессорной трубе, забойного робота или т.п. Термин "измерения во время бурения" ("MWD") в общем используют для измерения условий в скважине при перемещении бурильной установки во время бурения. Термин "каротаж во время бурения", "LWD", в общем используется для аналогичных методик, относящихся больше к измерению пластовых параметров. Устройства и способы согласно конкретным вариантам осуществления можно применять в одном или нескольких из следующего: работах на каротажном кабеле, измерениях во время бурения и каротаже во время бурения.

Настоящее изобретение направлено на улучшение эффективности подземных работ и более конкретно относится к способу и системе улучшения подачи текучих сред на место работы на забое скважины и их возврата.

На Фиг. 2 в целом показана позицией 200 улучшенная система бурения с двойной бурильной колонной согласно варианту осуществления настоящего изобретения. Улучшенная система бурения 200 с двойной бурильной колонной включает в себя внутреннюю трубу 204 и наружную трубу 206. Отводящий переводник 208 может соединяться с двойной трубой 202 колонны. Текучая среда, проходящая через отводящий переводник 208, направляется на КНБК 210, и возвращающаяся текучая среда проходит в возвратный патрубок 212 отводящего переводника 208. Отводящий переводник 208 обеспечивает селективное направление текучих сред на забой или возврат текучих сред на устье скважины с использованием внутренней трубы 204. Работа отводящего переводника 208 рассмотрена более подробно ниже и показана на Фиг. 3A и 3B.

На Фиг. 3A показан пример конфигурации отводящего переводника 208 в закрытом положении. В закрытом положении отводящий переводник 208 обеспечивает подачу промывочных растворов на КНБК 210 как через кольцевое пространство 205 между внутренней трубой 204 и наружной трубой 206, так и через саму внутреннюю трубу 204. Как показано на Фиг. 3A, отводящий переводник содержит пару задвижек 302 возвратных патрубков, выполненных с функциональной возможностью открывать и закрывать возвратные патрубки 212. Кроме того, отводящий переводник может содержать задвижку 304 внутренней трубы, выполненную с возможностью открывать и закрывать выпуск на конце внутренней трубы 204 вблизи КНБК 210. Как показано на Фиг. 3, при отводящем переводнике 208 в закрытом положении Фиг. 3A, возвратные патрубки 212 закрыты, что предотвращает проход возвращающихся текучих сред во внутреннюю трубу 204. В отличие от этого, когда отводящий переводник 208 находится в закрытом положении, задвижка 304 внутренней трубы установлена в положение, обеспечивающее подачу текучих сред, проходящих на забой, через внутреннюю трубу 204 на КНБК 210.

На Фиг. 3B показан отводящий переводник 208 в открытом положении. В открытом положении задвижки 302 возвратных патрубков открыты, обеспечивая проход текучей среды через возвратный патрубок 212 во внутреннюю трубу 204. Одновременно, задвижка 304 внутренней трубы закрывает низ внутренней трубы 204, предотвращая проход текучей среды из внутренней трубы 204 в КНБК 210. Специалисту в данной области техники, применяющему изобретение, понятно, что задвижки 302, 304 могут являться любыми подходящими задвижками, в том числе, без ограничения этим, заслонками, пробковыми (поршневыми) кранами, шиберными задвижками, запорными задвижками, диафрагменными задвижками, поворотными золотниками, например шаровыми кранами или двустворчатыми заслонками. В конкретных предпочтительных вариантах осуществления поршневой или пробковый кран может являться лучше всего подходящей запорной арматурой для уплотнения в данных геометрических формах. Кроме того, задвижки 302, 304 могут поддерживать связь с системой обработки информации (не показана) и могут управляться с поверхности для селективной установки отводящего переводника 208 в открытое или закрытое положение. Конкретно, машиночитаемые инструкции могут сохраняться на машиночитаемом носителе и использоваться системой обработки информации для управления отводящим переводником 208.

Показанную на Фиг. 2 улучшенную систему бурения 200 с двойной бурильной колонной можно использовать в двух разных режимах работы. В первом режиме, называемом режимом нормального бурения, отводящий переводник 208 находится в закрытом положении, и текучая среда может направляться на забой через внутреннюю трубу 204 с поверхности в нужное место работы на забое вдоль оси ствола скважины. Как внутреннюю трубу 204, так и кольцевое пространство 205 между внутренней трубой 204 и наружной трубой 206 используют для создания пути прохода текучей среды с поверхности на КНБК 210. Во втором режиме, называемом режим интенсивного потока, отводящий переводник 208 находится в открытом положении. Соответственно, поток промывочного раствора, проходящего вниз, продолжается через кольцевое пространство 205 между внутренней трубой 204 и наружной трубой 206 на КНБК 210. Когда отводящий переводник 208 находится в открытом положении, возвратные патрубки 212 гидравлически соединяются с внутренней трубой 204. Соответственно, возвращающаяся текучая среда вместе с выбуренной породой и другими материалами, удаляемыми с места работы на забое, может направляться в возвратный патрубок 212 и возвращаться на поверхность по внутренней трубе 204. В конкретных вариантах осуществления отводящий переводник 208 может выполнять циклические переходы между открытыми и закрытыми положениями при выполнении подземных работ, по требованию обеспечивая режим интенсивного потока. Специалисту в данной области техники, применяющему изобретение, понятно, что режим интенсивного потока можно применять при проведении промывки или цементирования.

В конкретных вариантах осуществления улучшенная система бурения 200 с двойной бурильной колонной может включать в себя один или несколько пакеров 214, установленных в различных положениях на продольной оси. В одном варианте осуществления пакеры 214 могут являться надувными пакерами. Пакеры 214 могут перекрывать кольцевое пространство 222 между обсадной колонной 216 (или стволом скважины, если скважина является необсаженной) и наружной трубой 206. Как показано на Фиг. 2, наружную трубу 204 можно устанавливать в обсадной колонне 216. В одном варианте осуществления пакеры 214 могут включать в себя уплотнительный элемент 218, который не вращается с обсадной колонной 216, но обеспечивает свободное вращение трубы 202 двойной бурильной колонны. Приведение в рабочее положение/вывод из рабочего положения пакеров 214 может выполняться и управляться по электрическим сигналам с поверхности, которые можно передавать на забой с использованием проводной или беспроводной сети связи. В конкретных вариантах осуществления система обработки информации может поддерживать связь с пакерами 214 и управлять их работой.

Пакеры 214 могут выполнять несколько функций. Например, пакеры можно использовать для закрытия кольцевого пространства 222 между обсадной колонной 216 (или стволом скважины, если скважина является необсаженной) и наружной трубой 206 для предотвращения возврата текучих сред на поверхность. Кроме того, в конкретных вариантах осуществления гидравлическое давление может прикладываться с верхней стороны пакеров 214 для передачи направленной вниз силы давления на КНБК 210 и буровое долото. Кроме того, в конкретных вариантах осуществления пакеры 214 можно использовать при инжектирования текучих сред в проходящий поток текучей среды, создаваемый системой бурения 200 с двойной бурильной колонной.

На Фиг. 4 показано сечение пакера 214 согласно одному примеру варианта осуществления настоящего изобретения. В варианте осуществления пакер 214 может представлять собой переводник, который вставляется между двумя секциями трубы 202 двойной бурильной колонны. Соответственно, пакер 214 может включать в себя внутреннюю трубу 224 пакера и наружную трубу 226 пакера, гидравлически соединяющиеся с внутренней трубой 204 и наружной трубой 206, соответственно. Пакер 214 может дополнительно включать в себя задвижку 220A внутренней трубы и задвижку 220B наружной трубы, рассмотрены более подробно ниже, выполненные с функциональной возможностью гидравлического соединения кольцевого пространства 222 с внутренней трубой 204 или кольцевым пространством 205. Специалисту в данной области техники, применяющему изобретение, понятно, что, настоящее изобретение не ограничено конкретным устройством задвижек, показанных на Фиг. 4. Например, больше задвижек можно использовать для получения различных конкретных механизмов прохода текучей среды без отхода от объема настоящего изобретения.

Задвижка 220A внутренней трубы может управлять потоком текучей среды, проходящим через кольцевое пространство 222 между наружной трубой 206 и обсадной колонной 216 (или стволом скважины, если скважина является необсаженной) в пакер 214 и во внутреннюю трубу 204. В отличие от этого, задвижка 220B наружной трубы может управлять потоком текучей среды, проходящим из кольцевого пространства 222 в пакер 214 и в кольцевое пространство 205 между внутренней трубой 204 и наружной трубой 206. Специалисту в данной области техники, применяющему изобретение, понятно, что любые подходящие задвижки можно использовать в качестве отводящей задвижки, например, заслонку, пробковый (поршневой) кран, шиберную задвижку, запорную задвижку, диафрагменную задвижку, поворотный золотник, такой как шаровая задвижка или двустворчатая заслонка. В конкретных предпочтительных вариантах осуществления поршневой или пробковый кран является оптимальным, поскольку просто уплотняется в данных геометрических формах.

В режиме нормального бурения или режиме интенсивного потока задвижки 220A и 220B могут закрываться, исключая проход текучей среды из кольцевого пространства 222 как во внутреннюю трубу 204, так и в кольцевое пространство 205 между внутренней трубой 204 и наружной трубой 206. Соответственно, поскольку внутренняя труба 224 и наружная труба 226 пакера гидравлически связаны с внутренней трубой 204 и наружной трубой 206, проход текучей среды через трубу 202 двойной бурильной колонны продолжается в режиме, аналогичном рассмотренному выше и показанному на Фиг. 1-3. Вместе с тем, задвижки 220A, 220B могут селективно открываться и закрываться для инжектирования текучих сред в поток текучей среды, проходящий через внутреннюю трубу 204 и/или кольцевое пространство 205.

В конкретных вариантах осуществления может требоваться инжектирование текучей среды в поток текучей среды, проходящий на забой через кольцевое пространство 205 в режиме нормального бурения или в режиме интенсивного потока. Задвижка 220B наружной трубы может открываться и текучая среда, подлежащая инжектированию в поток, проходящий на забой через кольцевое пространство 205, может направляться в кольцевое пространство 205 через кольцевое пространство 222 и пакер 214. Соответственно, текучие среды могут инжектироваться в поток, проходящий на забой в кольцевом пространстве 205 с поверхности с регулируемым расходом. Аналогично, может требоваться инжектирование текучей среды во внутреннюю трубу 204 в режиме нормального бурения с проходом текучей среды на забой с поверхности. Соответственно, задвижка 220A внутренней трубы может открываться, и текучая среда может направляться во внутреннюю трубу 204 через кольцевое пространство 222 и пакер 214.

Кроме того, в конкретных вариантах осуществления может требоваться инжектирование текучей среды в возвращающийся поток текучей среды через внутреннюю трубу 204 в режиме интенсивного потока. Например, может требоваться инжектирование воздуха, азота или других подходящих текучих сред в проходящий вверх поток текучей среды через внутреннюю трубу 204 в режиме интенсивного потока для увеличения скорости возврата текучей среды в кольцевом пространстве и улучшения промывки скважины. Соответственно, воздух, азот или другие подходящие текучие среды можно направлять в поток текучей среды во внутренней трубе через кольцевое пространство 222 и пакер 214, открывая задвижку 220A внутренней трубы.

Показанную на Фиг. 2 улучшенную трубу 202 двойной бурильной колонны настоящего изобретения можно применять в цементировании, создавая быстрозатвердевающую изоляционную систему. Согласно варианту осуществления настоящего изобретения, два компонента цементной смеси можно готовить на поверхности, при этом цемент затвердевает, когда два компонента входят в контакт друг с другом. В одном варианте осуществления два компонента цементной смеси могут являться эпоксидным компонентом и отверждающим компонентом. Улучшенную трубу 202 двойной бурильной колонны можно устанавливать в стволе скважины с выпуском трубы 202 двойной бурильной колонны, расположенным вблизи места выполнения цементной пробки. Первый компонент из двух компонентов цементной смеси можно направить на забой по внутренней трубе 204 и второй компонент можно направить на забой по кольцевому пространству 205 между внутренней трубой 204 и наружной трубой 206. Когда первый компонент и второй компонент цементной смеси из двух компонентов выходят из выпуска трубы 202 двойной бурильной колонны на нужном месте и входят в контакт, они должны создавать цементную пробку. Соответственно, применение трубы 202 двойной бурильной колонны для выполнения цементирования может исключать необходимость использования ресурсов для детального вычисления времени затвердевания цемента и реализации перекачивания, обеспечивающего подачу цементной смеси в нужное место с учетом времени затвердевания.

В конкретных вариантах осуществления как рассмотрено выше, труба 202 двойной бурильной колонны может содержать два или больше звеньев труб с одним или несколькими переводниками или компонентами, установленными между ними. Как показано на Фиг. 5, согласно варианту осуществления настоящего изобретения, внутренняя труба 204 и наружная труба 206 трубы 202 двойной бурильной колонны может каждая содержать гофрированный участок 504 и 506, соответственно. Гофрированные участки 504, 506 обеспечивают внутренней трубе 204 и наружной трубе 206 удлинение и/или сокращение до требуемой длины. Соответственно, поскольку внутренняя труба 204 и наружная труба 206 имеют изменяемую длину, нет необходимости резать звенья внутренней трубы 204 для совпадения по длине со звеньями наружной трубы 206 при сборке отличающихся звеньев бурильной трубы. Варианты использования внутренней трубы 204 и наружной трубы 206 с гофрированными участками, которые нет необходимости резать, помогают поддерживать прочность верхнего и нижнего соединения отличающихся звеньев бурильной трубы.

Таким образом, настоящее изобретение обеспечивает выполнение задач и достижение целей и преимуществ, как упомянутых, так и присущих ему. Хотя изобретение показано и описано в виде являющихся примерами вариантов осуществления, данные примеры не налагают ограничений на изобретение, и никаких таких ограничений не предполагают. Изобретение может претерпевать значительные модификации, замены и иметь эквиваленты по форме и функциям, понятные специалисту в данной области техники, применяющему данное изобретение. Показанные и описанные варианты осуществления изобретения являются только примерами и не исчерпывают объема изобретения. Таким образом, изобретение ограничено только сущностью и объемом прилагаемой формулы изобретения, дающей полное понимание эквивалентов во всех отношениях.

1. Двойная бурильная колонна, содержащая:

наружную трубу;

внутреннюю трубу, установленную в наружной трубе;

компоновку низа бурильной колонны, гидравлически соединяющуюся с наружной трубой и внутренней трубой;

отводящий переводник, соединенный с внутренней трубой,

при этом отводящий переводник выполнен с возможностью селективно функционировать в режиме нормального бурения и режиме интенсивного потока,

при этом в режиме нормального бурения текучая среда направляется на устье по внутренней трубе и

при этом в режиме интенсивного потока возвращающаяся текучая среда направляется на забой по внутренней трубе, причем отводящий переводник содержит возвратный патрубок, при этом в режиме нормального бурения возвращающаяся текучая среда проходит во внутреннюю трубу через возвратный патрубок.

2. Двойная бурильная колонна по п. 1, в которой отводящий переводник содержит задвижку возвратного патрубка, при этом задвижка возвратного патрубка селективно открывает и закрывает возвратный патрубок.

3. Двойная бурильная колонна по п. 2, в которой отводящий переводник содержит задвижку внутренней трубы, при этом задвижка внутренней трубы селективно открывает и закрывает выпуск внутренней трубы.

4. Двойная бурильная колонна по п. 3, в которой в режиме интенсивного потока задвижка возвратного патрубка закрывает возвратный патрубок и задвижка внутренней трубы открывает выпуск внутренней трубы.

5. Двойная бурильная колонна по п. 3, в которой в режиме нормального бурения задвижка возвратного патрубка открывает возвратный патрубок и задвижка внутренней трубы закрывает выпуск внутренней трубы.

6. Двойная бурильная колонна по п. 1, дополнительно содержащая пакер, соединенный по меньшей мере с одной внутренней трубой и/или наружной трубой.

7. Двойная бурильная колонна по п. 1, дополнительно содержащая:

обсадную колонну, при этом наружная труба устанавливается в обсадной колонне;

первое кольцевое пространство, при этом первое кольцевое пространство образуется между внутренней трубой и наружной трубой;

второе кольцевое пространство, при этом второе кольцевое пространство образуется между наружной трубой и обсадной колонной; и

пакер, соединенный с наружной трубой, при этом пакер проходит во второе кольцевое пространство.

8. Двойная бурильная колонна по п. 7, в которой пакер содержит одну или несколько задвижек, при этом одна или несколько задвижек выполнены с функциональной возможностью гидравлического соединения второго кольцевого пространства по меньшей мере с одним из следующего: первым кольцевым пространством и внутренней трубой.

9. Двойная бурильная колонна по п. 1, в которой по меньшей мере одна из внутренней трубы и наружной трубы является гофрированной.

10. Двойная бурильная колонна по п. 1, в которой режим интенсивного потока выбирается из группы, состоящей из режима промывки и режима цементирования.

11. Способ селективного направления текучих сред между площадкой на поверхности и местом работы на забое, содержащий:

установку двойной бурильной колонны в стволе скважины,

при этом двойная бурильная колонна содержит внутреннюю трубу, установленную в наружной трубе;

соединение отводящего переводника с двойной бурильной колонной,

при этом отводящий переводник содержит одну или несколько задвижек; и

селективное управление отводящим переводником для выполнения по меньшей мере одного из следующего: направления первой текучей среды с площадки на поверхности на место работы на забое через внутреннюю трубу в режиме интенсивного потока и направления второй текучей среды с места работы на забое на площадку на поверхности по внутренней трубе в режиме нормального бурения, причем отводящий переводник содержит возвратный патрубок, при этом в режиме нормального бурения возвращающаяся текучая среда проходит во внутреннюю трубу через возвратный патрубок.

12. Способ по п. 11, в котором отводящий переводник содержит задвижку возвратного патрубка, при этом задвижка возвратного патрубка селективно открывает и закрывает возвратный патрубок.

13. Способ по п. 11, в котором отводящий переводник содержит задвижку внутренней трубы, при этом задвижка внутренней трубы селективно открывает и закрывает выпуск внутренней трубы.

14. Способ по п. 11, в котором в режиме интенсивного потока задвижка возвратного патрубка закрывает возвратный патрубок и задвижка внутренней трубы открывает выпуск внутренней трубы.

15. Способ по п. 11, в котором в режиме нормального бурения задвижка возвратного патрубка открывает возвратный патрубок и задвижка внутренней трубы закрывает выпуск внутренней трубы.

16. Способ по п. 11, дополнительно содержащий:

установку наружной трубы в обсадной колонне;

при этом первое кольцевое пространство образуется между внутренней трубой и наружной трубой;

при этом второе кольцевое пространство образуется между наружной трубой и обсадной колонной; и

при этом пакер соединяется с наружной трубой, и пакер проходит во второе кольцевое пространство.

17. Способ по п. 16, в котором пакер содержит одну или несколько задвижек, при этом одна или несколько задвижек выполнены с функциональной возможностью гидравлического соединения второго кольцевого пространства по меньшей мере с одним из первого кольцевого пространства и внутренней трубой.

18. Способ по п. 11, в котором по меньшей мере одна из внутренней трубы и наружной трубы является гофрированной.