BR0207407B1

BR0207407B1 - method of drilling a well below a body of water in which a drill bit is rotated at the end of a drill string and method of treating a drilling fluid used to drill a well hole in a ground formation under a body of water.

Info

Publication number: BR0207407B1
Application number: BRPI0207407-9A
Authority: BR
Inventors: Charles Rapier Dawson; Yuh-Hwang Tsao; Sandra Nowland Hopko
Priority date: 2001-02-23
Filing date: 2002-02-21
Publication date: 2011-09-06
Also published as: CA2438885A1; GB0321638D0; CA2438885C; GB2391572B; BR0207407A; NO325188B1; GB2391572A; NO20033720L; NO20033720D0; AU2002245482B2; MXPA03007387A; WO2002068795A1; OA12493A

Description

MÉTODO DE PERFURAÇÃO DE UM POÇO ABAIXO DE UM CORPO DE ÁGUA, NO QUAL UMA BROCA DE PERFURAÇÃO É GIRADA NA EXTREMIDADE DEMETHOD OF DRILLING A WELL BELOW A WATER BODY, IN WHICH A DRILLING DRILL IS TURNED AT THE

UMA COLUNA DE PERFURAÇÃO E MÉTODO DE TRATAMENTO DE UM FLUIDO DE PERFURAÇÃO USADO NA PERFURAÇÃO DE UM FURO DE POÇOA DRILLING COLUMN AND TREATMENT METHOD OF A DRILLING FLUID USED IN DRILLING A WELL HOLE

EM UMA FORMAÇÃO DO TERRENO ABAIXO DE UM CORPO DE ÁGUAIN A FORMATION OF LAND BELOW A BODY OF WATER

REFERENCIA CRUZADA A PEDIDOS RELACIONADOSCROSS REFERENCE TO RELATED APPLICATIONS

Este pedido reivindica os benefícios de prioridade do pedido provisório U.S. 60/271.304, depositado em 23 de fevereiro de 2001.This application claims the priority benefits of U.S. Provisional Application 60 / 271,304, filed February 23, 2001.

CAMPO DA INVENÇÃOFIELD OF INVENTION

A invenção se refere, geralmente a sistemas de perfuração em alto-mar. Mais particularmente, a invenção se refere a um sistema de perfuração em alto-mar de gradiente duplo, que usa uma elevação de líquido de baixa densidade para condutores submarinos de perfuração.The invention generally relates to offshore drilling systems. More particularly, the invention relates to a dual gradient offshore drilling system using low density liquid elevation for subsea drilling conductors.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃOBACKGROUND OF THE INVENTION

A pesquisa por óleo bruto e gás natural em águas profundas e ultraprofundas resultou em um maior uso de embarcações de perfuração flutuantes. Essas embarcações podem ser amarradas ou dinamicamente posicionadas no lado de perfuração. A perfuração em águas profundas, tipicamente, envolve o uso de condutores submarinos. Un condutor submarino é formado pela junção de seções de revestimento ou tubo. 0 condutor submarino é empregado entre a embarcação de perfuração e o equipamento de cabeça de poço localizado no fundo do mar, e é usado para se guiar o tubo de perfuração e a tubulação para a cabeça de poço e para conduzir um fluido de perfuração e os cortes do terreno do furo de poço submarino para a embarcação flutuante. Uma coluna de perfuração é envolvida no tubo de condutor submarino. A coluna de perfuração inclui um conjunto de perfuração, que porta uma broca de perfuração.The search for crude oil and natural gas in deep and ultra deep waters has resulted in increased use of floating drilling vessels. These vessels can be moored or dynamically positioned on the drilling side. Deepwater drilling typically involves the use of underwater conductors. An undersea conductor is formed by joining casing or pipe sections. The subsea conductor is employed between the drill vessel and wellhead equipment located on the sea floor and is used to guide the drill pipe and tubing to the wellhead and to conduct a drilling fluid and cuts of ground from the underwater wellbore to the floating vessel. A drill string is encased in the underwater conductor tube. The drill string includes a drill set, which carries a drill bit.

Um fluido de perfuração adequado (comumente denominado "lama de perfuração" ou "lama") é suprido e bombeado sob pressão a partir da embarcação de perfuração. Esta lama de perfuração se descarrega no fundo da broca de perfuração. A lama lubrifica e resfria a broca, e eleva os cortes de perfuração do furo de poço. Em uma perfuração em alto-mar convencional, a lama de perfuração é circulada para baixo na coluna de perfuração e para cima através de um espaço anular entre a coluna de perfuração e o furo de poço, abaixo da linha de lama (fundo do mar) e a partir da linha de lama até a superfície, através do espaço anular de condutor submarino / coluna de perfuração.A suitable drilling fluid (commonly referred to as a "drilling mud" or "mud") is supplied and pumped under pressure from the drilling vessel. This drilling mud discharges to the bottom of the drill bit. The mud lubricates and cools the drill bit, and elevates the wellbore drilling cuts. In a conventional offshore drilling, drilling mud is circulated down the drill string and up through an annular space between the drill string and the wellbore below the mud line (seabed). and from the mud line to the surface, through the annular conductor / drill string annular space.

A lama de perfuração é muito importante no processo de perfuração. Ela serve como: (1) um agente de lubrificação e de transferência de calor; (2) um meio para se retirar e desalojar pedaços do corte de formação pela broca de perfuração; e (3) um selo de fluido para fins cruciais de controle do poço. Para se manter o controle do poço, operadores de perfuração tentam controlar, cuidadosamente, a densidade da lama na superfície do poço, para se evitarem muitos problemas em potencial. Um problema em potencial é uma "circulação perdida" quando a coluna de lama de perfuração exerce uma pressão hidrostática excessiva, a qual propaga uma fratura na formação. Os fluidos da formação podem entrar no furo de poço inesperadamente, quando a pressão hidrostática cair abaixo da pressão da formação. Um evento como esse é denominado "levar um cabeceio". Uma explosão ocorre quando o fluido da formação entra no furo de poço de uma maneira descontrolada. Ambos esses problemas se tornam ainda mais difíceis de vencer em águas profundas. Em um sistema de perfuração convencional, a densidade relativa da lama de perfuração em relação àquela da água do mar, ao longo do comprimento do condutor submarino em águas profundas, combinada com uma pressão de formação sobrejacente, resulta em uma pressão hidrostática em excesso no espaço anular de condutor submarino / coluna de perfuração e no espaço anular de furo de poço / coluna de perfuração.Drilling mud is very important in the drilling process. It serves as: (1) a lubricating and heat transfer agent; (2) a means for removing and dislodging pieces of the forming cut by the drill bit; and (3) a crucial well control fluid seal. To maintain well control, drilling operators carefully try to control the density of the mud at the well surface to avoid many potential problems. A potential problem is "lost circulation" when the drill mud column exerts excessive hydrostatic pressure, which propagates a fracture in the formation. Formation fluids may enter the wellbore unexpectedly when hydrostatic pressure drops below formation pressure. An event like this is called "taking a head". An explosion occurs when formation fluid enters the wellbore in an uncontrolled manner. Both of these problems become even harder to overcome in deep water. In a conventional drilling system, the relative density of the drilling mud relative to that of seawater along the length of the deepwater submarine conductor, combined with an overlying forming pressure, results in excess hydrostatic pressure in space. conductor annulus / drilling column and in the wellbore / drilling column annular space.

Devido às margens estreitas entre a poropressão (pressão do fluido de formação) e pressões de fratura (pressões de vazamento / circulação perdida), uma densidade de circulação equivalente (ECD) é controlada de perto pelo equilíbrio das exigências de limpeza do furo e de taxas de circulação. O furo de poço também tem o revestimento retirado em intervalos freqüentes, para se manter o controle do poço.Due to the narrow margins between poropression (forming fluid pressure) and fracture pressures (leakage / lost circulation pressures), an equivalent circulation density (ECD) is closely controlled by the balance of hole cleaning requirements and rates. of circulation. The wellbore also has the casing removed at frequent intervals to maintain well control.

Uma solução para esses problemas conhecidos na técnica é uma perfuração de gradiente duplo. Uma perfuração de gradiente duplo é uma área de tecnologia que é primariamente usada para se vencer as margens estreitas de gradiente de poropressão / fratura encontradas em poços de águas ultraprofundas anormalmente pressurizados. Como uma tecnologia de habilitação, a perfuração de gradiente duplo permite a perfuração em águas profundas e ultraprofundas usando-se colunas de menos revestimento do que o possível usando-se sistemas de perfuração convencionais. Devido ao fato de haver colunas de menos revestimento usadas, há um potencial para a perfuração de poços de gradiente duplo mais rapidamente do que em poços perfurados convencionalmente. Uma perfuração de gradiente duplo também pode melhorar a perfuração de alcance estendido pela redução da influência das perdas de pressão de circulação na pressão no fundo do furo. Uma perfuração de gradiente duplo pode ser usada para a perfuração de um furo de poço com um furo de diâmetro maior no fundo do furo de poço, resultando em uma queda de pressão menor por unidade de comprimento do que em um furo de poço de diâmetro menor.One solution to these problems known in the art is a double gradient perforation. A double gradient drilling is an area of technology that is primarily used to overcome the narrow pore / fracture gradient margins found in abnormally pressurized ultra-deepwater wells. As an enabling technology, dual gradient drilling allows deep and ultra-deep water drilling using less casing columns than possible using conventional drilling systems. Because less casing columns are used, there is a potential for drilling double gradient wells faster than conventionally drilled wells. A double gradient perforation can also improve extended range perforation by reducing the influence of circulating pressure losses on the pressure at the bottom of the hole. A double gradient bore can be used to drill a borehole with a larger diameter borehole at the bottom of the borehole, resulting in a smaller pressure drop per unit length than a smaller diameter borehole. .

As formas de tecnologia de perfuração de gradiente duplo sendo desenvolvidas incluem condutores submarinos de perfuração elevados por bomba e elevados por gás. Os sistemas elevados por bomba usam bombas posicionadas próximas ao fundo do mar, para o bombeamento de retornos de lama pesada / perfuração da linha de lama para a embarcação de perfuração, para redução da pressão hidrostática na linha de lama, geralmente até aquela a qual resultará de um gradiente de água do mar. É ilustrativa dos sistemas de elevação de bomba a Patente U.S. N0 4.813.495 de Leach, a qual mostra um método e um aparelho para a perfuração de poços submarinos em profundidades de água que excedem a 915 metros, preferencialmente, excedendo a 122 0 metros, onde os retornos de lama de perfuração são tomados no fundo no mar e bombeados para a superfície por uma bomba centrífuga, que é acionada por uma turbina acionada por água do mar. Veja, também, a Patente U.S. N0 4.149.603 de Arnold e o pedido PCT publicado W09915758. As limitações com os sistemas de elevação com bomba incluem desgaste e confiabilidade do equipamento para bombas e motores submarinos. Também, a capacidade do sistema de elevação com bomba de lidar com gás dissolvido e entranhado é potencialmente muito ruim.Forms of dual gradient drilling technology being developed include gas-raised and pump-high subsea drilling conductors. Pump-up systems use pumps positioned close to the sea floor for pumping heavy mud returns / drilling from the mudline to the drilling vessel, to reduce hydrostatic pressure in the mudline, usually up to which it will result. of a sea water gradient. Illustrative of pump lift systems is Leach US Patent No. 4,813,495, which discloses a method and apparatus for drilling underwater wells in water depths exceeding 915 meters, preferably exceeding 122 meters, where drilling mud returns are taken deep into the sea and pumped to the surface by a centrifugal pump, which is driven by a seawater turbine. See also Arnold U.S. Patent No. 4,149,603 and published PCT application WO9915758. Limitations with pump lift systems include wear and reliability of equipment for submarine pumps and engines. Also, the ability of the pump lift system to handle dissolved and entrained gas is potentially very poor.

Os sistemas de elevação com gás usam ar ou nitrogênio para "elevação" dos retornos de perfuração, efetivamente diminuindo a pressão hidrostática do condutor submarino para um gradiente de pressão do fundo do mar. Por exemplo, a Patente U.S. N0 4.099.583 de Maus mostra um método de perfuração em alto-mar e um aparelho, os quais são úteis na prevenção da fratura de formação, causada por uma pressão hidrostática excessiva do fluido de perfuração em um condutor submarino de perfuração. Uma ou mais linhas de fluxo são usadas para retirada do fluido de perfuração da porção superior do tubo do condutor submarino. 0 gás injetado nas linhas de fluxo substancialmente reduz a densidade do fluido de perfuração e ajuda a prover a elevação necessária para o retorno do fluido de perfuração para a superfície. A taxa de injeção de gás e de retirada de fluido de perfuração pode ser controlada para a manutenção da pressão hidrostática do fluido de perfuração remanescente no condutor submarino e no furo de poço abaixo da pressão de fratura da formação. Veja, também, a Patente U.S. N0 3.815.673 de Bruce et al. , a Patente U.S. N0 4.063.602 de Howell et al. e a Patente U.S. N0 4.091.881 de Maus. As limitações com o sistema de elevação com gás incluem o transporte ineficiente ou não efetivo de cortes, a lida com o equipamento pressurizado na embarcação de perfuração, e a detecção de um efluxo de fluido da formação para o furo de poço (detecção de cabeceio).Gas lift systems use air or nitrogen to "lift" drilling returns, effectively lowering the underwater conductor hydrostatic pressure to a seabed pressure gradient. For example, Maus US Patent No. 4,099,583 shows an offshore drilling method and apparatus which are useful in preventing formation fracture caused by excessive hydrostatic pressure of the drilling fluid in an underwater conductor. drilling One or more flow lines are used to withdraw drilling fluid from the upper portion of the subsea conductor tube. The gas injected into the flow lines substantially reduces the density of the drilling fluid and helps provide the lift needed for the drilling fluid to return to the surface. The gas injection rate and drilling fluid withdrawal rate can be controlled to maintain the hydrostatic pressure of the remaining drilling fluid in the subsea conductor and well bore below the formation fracture pressure. See also U.S. Patent No. 3,815,673 to Bruce et al. , U.S. Patent No. 4,063,602 to Howell et al. and U.S. Patent No. 4,091,881 to Maus. Limitations with the gas lift system include inefficient or inefficient transport of cuts, handling pressurized equipment on the drilling vessel, and detection of a fluid outflow from the wellbore formation (head detection) .

SUMÁRIO DA INVENÇÃOSUMMARY OF THE INVENTION

Geralmente, a invenção é um método de perfuração de um poço abaixo de um corpo de água, usando-se uma coluna de perfuração, que começa pela injeção no poço, a uma profundidade abaixo da superfície de água, de um líquido que tem uma densidade menor do que a densidade de uma lama de perfuração. Isso produz uma mistura de lama de perfuração e líquido de baixa densidade no poço. 0 líquido de baixa densidade pode ser miscível ou imiscível com a lama de perfuração. A mistura de lama de perfuração e líquido de baixa densidade é retirada a partir da uma extremidade superior do poço. Pelo menos uma porção do líquido de baixa densidade é separada da mistura de lama de perfuração e líquido de baixa densidade, com pelo menos uma porção do líquido de baixa densidade separado retornada para a profundidade abaixo da superfície de água e pelo menos uma porção da lama de perfuração retirada do líquido de baixa densidade sendo retornada para uma extremidade superior da coluna de perfuração.Generally, the invention is a method of drilling a well below a body of water using a drill string, which begins by injecting a well of a liquid having a density below the water depth into the well below the water surface. less than the density of a drilling mud. This produces a mixture of drilling mud and low density liquid in the well. The low density liquid may be miscible or immiscible with the drilling mud. The drilling mud and low density liquid mixture is drawn from the upper end of the well. At least a portion of the low density liquid is separated from the drilling mud and low density liquid mixture, with at least a portion of the separated low density liquid returned to the depth below the water surface and at least a portion of the mud. The drill hole is taken from the low density liquid being returned to an upper end of the drill string.

Uma montagem da invenção inclui o controle da taxa de injeção do líquido. Em primeiro lugar, a taxa de líquido injetado pode ser selecionada de modo que cortes no tubo do condutor submarino tenham uma velocidade para cima além da taxa de deposição dos cortes no tubo de condutor submarino. Em segundo lugar a taxa de líquido injetado pode ser selecionada de modo que a elevação de líquido mantenha uma pressão de fundo de furo que esteja abaixo da pressão de fratura da formação do terreno e acima da poropressão da formação.One embodiment of the invention includes liquid injection rate control. First, the rate of injected liquid can be selected such that cuts in the subsea conductor tube have an upward velocity beyond the deposition rate of cuts in the subsea conductor tube. Secondly the rate of injected liquid can be selected such that the liquid elevation maintains a bore bottom pressure that is below the fracture pressure of the terrain formation and above the poropression pressure.

Outros aspectos e vantagens da invenção serão evidentes a partir da descrição a seguir e das reivindicações em apenso.Other aspects and advantages of the invention will be apparent from the following description and the appended claims.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOSBRIEF DESCRIPTION OF DRAWINGS

A Figura 1 ilustra um sistema de perfuração em alto- mar configurado para uma perfuração com condutor submarino de gradiente duplo. A Figura 2 ilustra um sistema de elevação com líquido para condutores submarinos de perfuração de acordo com uma montagem da presente invenção.Figure 1 illustrates an offshore drilling system configured for a double gradient subsea conductor drilling. Figure 2 illustrates a liquid lifting system for subsea drilling conductors in accordance with an embodiment of the present invention.

A Figura 3 ilustra um processamento de lama em um sistema de elevação com líquido, para condutores submarinos de perfuração de acordo com uma montagem da presente invenção.Figure 3 illustrates a slurry processing in a liquid lifting system for subsea drilling conductors in accordance with an embodiment of the present invention.

A Figura 4 descreve um fluxograma de elevação com líquido miscível de acordo com uma montagem da presente invenção.Figure 4 depicts a miscible liquid lifting flow chart according to an embodiment of the present invention.

A Figura 5 descreve um fluxograma de elevação com líquido imiscível de acordo com uma montagem da presente invenção.Figure 5 depicts an immiscible liquid elevation flowchart according to an embodiment of the present invention.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃODETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

As montagens específicas da invenção serão descritas agora, em detalhes, com referência às figuras em anexo. Elementos iguais nas várias figuras são denotados por números de referência iguais, por consistência.Specific embodiments of the invention will now be described in detail with reference to the accompanying figures. Equal elements in the various figures are denoted by equal reference numbers for consistency.

A Fig. 1 ilustra um tipo de sistema de perfuração em alto-mar (10), onde uma embarcação de perfuração (12) flutua em um corpo de água (14) , o qual se sobrepõe a uma formação de terreno pré-selecionada (17A). Uma sonda de perfuração (20) é posicionada na metade da embarcação de perfuração (12), acima de uma janela do casco (22). A janela do casco (22) é uma abertura na parede, que se estende através da embarcação de perfuração (12), e através da qual as ferramentas de perfuração são baixadas da embarcação de perfuração (12) para o fundo do mar ou linha de lama (17). Na linha de lama (17) , um tubo estrutural (32) se estende para um furo de poço (30). Um alojamento condutor (33) é afixado à extremidade superior do tubo condutor (32). Uma estrutura de guia (34) é instalada em torno do alojamento condutor (33) e adjacente a um controlador preventivo de erupção (38), antes do alojamento condutor (33) ser passado para a linha de lama (17). Uma cabeça de poço (35) é afixada à extremidade superior de um tubo condutor (36), que se estende através do tubo estrutural (32) para o furo de poço (30). A cabeça de poço (35) é de um projeto convencional e provê uma instalação para se pendurarem colunas de revestimento adicionais no furo de poço (30).Fig. 1 illustrates a type of offshore drilling system (10), where a drilling vessel (12) floats on a body of water (14), which overlaps a preselected terrain formation ( 17A). A drill rig (20) is positioned in the middle of the drill vessel (12) above a hull window (22). The hull window (22) is an opening in the wall that extends through the drill vessel (12), and through which the drill tools are lowered from the drill vessel (12) to the sea floor or line. mud (17). In the mud line (17), a structural pipe (32) extends into a wellbore (30). A conductive housing (33) is affixed to the upper end of the conductive tube (32). A guide frame (34) is installed around the conductive housing (33) and adjacent to a rash preventive controller (38) before the conductive housing (33) is passed to the mud line (17). A wellhead (35) is affixed to the upper end of a conductive tube (36) extending through the structural tube (32) to the wellbore (30). The wellhead (35) is of a conventional design and provides a facility for hanging additional casing columns in the wellbore (30).

Um sistema de condutor submarino, como um descrito na Fig. 1, tipicamente, inclui uma ou mais linhas auxiliares (linhas de controle de poço (53) e linha de intensificação (68)) no lado externo de um condutor submarino (52). As linhas de controle de poço (53) provêem um conduto de alta pressão para um escoamento de fluido entre um BOP (3 8) e uma sonda de perfuração (20). Uma linha de intensificação (68) supre fluido de perfuração para o fundo de um condutor submarino (52), para melhorar a remoção de cortes de perfuração.An underwater conductor system, as described in Fig. 1, typically includes one or more auxiliary lines (well control lines (53) and intensification line (68)) on the outside of an underwater conductor (52). Well control lines (53) provide a high pressure conduit for fluid flow between a BOP (38) and a drill rig (20). An intensifying line (68) supplies drilling fluid to the bottom of an underwater conductor (52) to improve the removal of drilling cuts.

Uma coluna de perfuração (60) se estende a partir de uma torre (62) na sonda de perfuração (20) para o furo de poço (30), através de um condutor submarino (52), o qual se estende, geralmente, a partir do controlador preventivo de erupção (38) de volta para a embarcação de perfuração (12). É afixado à extremidade da coluna de perfuração (60) um conjunto de fundo de poço (63), o qual, tipicamente, inclui uma broca de perfuração (64) e um ou mais colares de perfuração (65). O conjunto de fundo de poço (63) também pode incluir estabilizadores, um motor de lama e outros componentes selecionados requeridos para a perfuração de um furo de poço (3 0) ao longo de uma trajetória planejada, como é bem conhecido na técnica. O resultado final é a criação de um poço que se estende a partir de acima da superfície de água até abaixo da linha de lama (17) para a formação do terreno (17A). Durante operações de perfuração convencionais, a lama de perfuração é bombeada para baixo no furo da coluna de perfuração (60) por uma bomba de superfície (não mostrada) e é forçada para fora dos bocais (não mostrados) da broca de perfuração (64) para o fundo do furo de poço (30) . Os cortes resultantes da perfuração se tornam entranhados na lama no fundo do furo de poço (30) e a lama carregada com cortes sobe pelo espaço anular de furo de poço (66) e para o espaço anular de condutor submarino / coluna de perfuração (54 na Fig. 3) , e para a superfície para tratamento em instalações de limpeza de lama (não mostradas). A passagem da lama do fundo do furo de poço até a superfície do corpo de água pode ser referida como um sistema de fluxo de retorno.A drill string (60) extends from a tower (62) in the drill rig (20) to the wellbore (30) via an underwater conductor (52), which generally extends to from the preventive eruption controller (38) back to the drilling vessel (12). Attached to the end of the drill string (60) is a wellbore assembly (63), which typically includes a drill bit (64) and one or more drill collars (65). The downhole assembly (63) may also include outriggers, a mud motor and other selected components required for drilling a wellbore (30) along a planned path, as is well known in the art. The end result is the creation of a well that extends from above the water surface to below the mud line (17) for the formation of the ground (17A). During conventional drilling operations, the drilling mud is pumped down into the drill string bore (60) by a surface pump (not shown) and is forced out of the drill bit nozzles (not shown) (64) to the bottom of the borehole (30). The cuts resulting from the drilling become embedded in the mud at the bottom of the wellbore (30) and the cut-loaded mud rises through the wellbore annular space (66) and into the undersea conductor / borehole annular space (54). Fig. 3), and for the surface for treatment in mud cleaning facilities (not shown). The passage of mud from the bottom of the wellbore to the surface of the water body can be referred to as a return flow system.

A presente invenção não está limitada a qualquer sistema de fluxo de retorno em particular. Em uma montagem, o sistema de fluxo de retorno pode compreender um primeiro espaço anular entre a coluna de perfuração (60) e a parede do furo de poço (30) , e um segundo espaço anular entre a coluna de perfuração (60) e a superfície interna de revestimento (36) posicionada no furo de poço, e um terceiro espaço anular entre a coluna de perfuração (60) e o condutor submarino (52), que se estende entre o furo de poço revestido e a superfície do corpo de água (14). Um sistema de condutor submarino de perfuração de elevação com líquido, como mostrado na Fig. 2, usa um fluido miscível ou imiscível de peso leve para a redução da densidade de uma lama de perfuração para tão baixo quanto aquela da água do mar. Uma bomba de superfície (não mostrada) bombeia um líquido de baixa densidade (74) através de uma linha de intensificação de condutor submarino (68). O líquido de baixa densidade (74) é dirigido para o condutor submarino (52) aproximadamente na linha de lama (17) através da linha de intensificação de condutor submarino (68). Durante uma perfuração normal, o líquido de baixa densidade (74) se misturará com a lama de alta densidade (76) retornando do fundo do poço. Esta mistura (80) retornará para a superfície e escoará sobre peneiras extratoras (não mostradas). Uma vez através das peneiras extratoras (não mostradas), a mistura (80) será separada e tratada para seus componentes originais de líquido de baixa densidade (74) e lama de alta densidade (76). A lama de alta densidade (76) (de preferência, substancialmente toda a lama de alta densidade, a qual está sem líquido de baixa densidade 21), novamente, será bombeada para baixo na coluna de perfuração (60) , e o líquido de baixa densidade (74) (de preferência, substancialmente todo o líquido de baixa densidade separado 74) , novamente, será bombeado para baixo pela linha de intensificação de condutor submarino (68) de volta para o fundo do condutor submarino (52). Uma separação apropriada provê um sistema de laço fechado com perdas de fluido baixas.The present invention is not limited to any particular return flow system. In one assembly, the return flow system may comprise a first annular space between the drill string (60) and the wellbore wall (30), and a second annular space between the drill string (60) and the inner casing surface (36) positioned in the wellbore, and a third annular space between the drill string (60) and the subsea conductor (52) extending between the cased wellbore and the water body surface (14). A liquid lift underwater drilling conductor system, as shown in Fig. 2, uses a lightweight miscible or immiscible fluid to reduce the density of a drilling mud to as low as that of seawater. A surface pump (not shown) pumps a low density liquid (74) through an underwater conductor boost line (68). The low density liquid (74) is directed to the undersea conductor (52) approximately at the mud line (17) through the undersea conductor intensification line (68). During normal drilling, the low density liquid (74) will mix with the high density mud (76) returning from the deep end. This mixture (80) will return to the surface and flow over extracting screens (not shown). Once through the extractor screens (not shown), the mixture (80) will be separated and treated to its original components of low density liquid (74) and high density slurry (76). The high density slurry 76 (preferably substantially all high density slurry which is without low density liquid 21) will again be pumped down into the drill string 60 and the low liquid Density (74) (preferably substantially all of the separate low density liquid 74) will again be pumped down by the undersea conductor intensification line (68) back to the underside conductor bottom (52). Proper separation provides a closed loop system with low fluid losses.

A Fig. 3 mostra uma configuração alternativa para um sistema de perfuração de elevação com líquido. Um fluido miscível ou imiscível de peso leve é usado para a redução da densidade de uma lama de perfuração para tão baixa quanto aquela da água do mar. Uma bomba de superfície (não mostrada) bombeia um líquido de baixa densidade (74) através de uma linha de injeção de fluido (72). O líquido de baixa densidade (74) é dirigido para uma posição abaixo da linha de lama (17), através de uma coluna parasita (71) instalada no furo de poço revestido (37). A coluna parasita, desse modo, posiciona o líquido de baixa densidade (74) em um espaço anular entre a coluna de perfuração (60) e a parede interna de revestimento (36). Durante uma perfuração normal, o líquido de baixa densidade (74) se misturará com a lama de alta densidade (76), retornando do fundo do poço. Esta mistura (80) retornará para a superfície e escoará sobre peneiras extratoras (não mostradas). Uma vez através das peneiras extratoras (não mostradas), a mistura (80) será separada e tratada para seus componentes originais de líquido de baixa densidade (74) e lama de alta densidade (76). A lama de alta densidade (76), novamente, será bombeada para baixo na coluna de perfuração (60), e o líquido de baixa densidade (74), novamente, será bombeado para baixo pela linha de injeção de fluido (72) através da coluna parasita (71) para o furo de poço revestido (37).Fig. 3 shows an alternative configuration for a liquid lift drilling system. A lightweight miscible or immiscible fluid is used to reduce the density of a drilling mud to as low as that of seawater. A surface pump (not shown) pumps a low density liquid (74) through a fluid injection line (72). The low density liquid (74) is directed to a position below the mud line (17) through a parasitic column (71) installed in the coated well bore (37). The parasitic column thus positions the low density liquid (74) in an annular space between the drill string (60) and the inner lining wall (36). During normal drilling, the low density liquid (74) will mix with the high density mud (76), returning from the deep end. This mixture (80) will return to the surface and flow over extracting screens (not shown). Once through the extractor screens (not shown), the mixture (80) will be separated and treated to its original components of low density liquid (74) and high density slurry (76). The high density slurry (76) will again be pumped down into the drill string (60) and the low density liquid (74) will again be pumped down by the fluid injection line (72) through the parasitic column (71) to the lined well bore (37).

Em uma montagem, um sistema de elevação de líquido miscível usa um líquido miscível, tal como a água do mar, para ser injetado em uma lama à base de água. Para a elevação de uma lama de perfuração à base de água, a água do mar é injetada na linha de intensificação de condutor submarino (68), para a diluição da lama, efetivamente se reduzindo a densidade da lama (peso) . Uma porção de um fluido de retorno é descartada na superfície, e a lama de perfuração à base de água é reconstruída com os aditivos necessários para se obter de novo o peso de lama desejado.In an assembly, a miscible liquid lift system uses a miscible liquid, such as seawater, to be injected into a water-based mud. For lifting a water-based drilling mud, seawater is injected into the subsea conductor intensification line (68), for the dilution of the mud, effectively reducing the mud density (weight). A portion of a return fluid is discharged to the surface, and the water-based drilling mud is rebuilt with the additives necessary to obtain the desired mud weight again.

Para a elevação de uma lama pesada, ou se uma perfuração com uma lama sintética ou à base de óleo, pode não ser econômico ou aceitável em termos ambientais descartar a lama de perfuração na superfície. Nesse caso, o sistema de elevação com líquido miscível pode compreender um fluido de base comum a ambos o líquido de baixa densidade (74) e a lama de alta densidade (76) . A lama de alta densidade (76), geralmente, contém barita, hematita e/ou outros agentes de aumento de peso adequados, e é dirigida para baixo pela coluna de perfuração (60), como explicado previamente. O líquido de baixa densidade (74) pode conter um ou mais agentes de redução de densidade, tais como materiais em partículas de baixa densidade, incluindo, por exemplo, contas / microesferas de vidro ocas ou um outro aditivo de redução de densidade. Como explicado previamente, o líquido de baixa densidade (74) é dirigido para o condutor submarino (52) na linha de lama (17) através da linha de intensificação de condutor submarino (68 na Fig. 2) , ou é dirigido para o furo de poço (37 na Fig. 3) através de uma coluna parasita (71 na Fig. 3) . A mistura de fluido (80) que retorna para cima pelo tubo de condutor submarino (52) contém agentes de aumento de peso e agentes de redução de peso (se houver).For lifting a heavy mud, or if drilling with a synthetic or oil-based mud, it may not be economically or environmentally acceptable to discard the drilling mud on the surface. In this case, the miscible liquid lifting system may comprise a base fluid common to both low density liquid (74) and high density slurry (76). High density slurry 76 generally contains barite, hematite and / or other suitable weight gain agents, and is directed downwardly by the drill string 60 as previously explained. Low density liquid 74 may contain one or more density reducing agents, such as low density particulate materials, including, for example, hollow glass beads / microspheres or another density reduction additive. As previously explained, the low density liquid (74) is directed to the subsea conductor (52) in the mud line (17) through the subsea conductor intensification line (68 in Fig. 2), or is directed to the borehole. (37 in Fig. 3) through a parasitic column (71 in Fig. 3). The upwardly returning fluid mixture (80) through the subsea conductor tube (52) contains weight gain agents and weight reduction agents (if any).

Com referência à Fig. 4, sólidos de perfuração são removidos da mistura de fluido de retorno (80) usando-se um ou mais dispositivos de controle de sólidos de sonda padronizados (116). O fluido resultante (82), então, viaja para um ou mais dispositivos de separação (112), tais como separadores mecânicos, separadores por gravidade, centrífugas ou um outro equipamento similar. Um ou mais dispositivos de separação (112) separam o fluido (82) no liquido de baixa densidade (74) e no agente de aumento de peso (114). O líquido de baixa densidade (74) é movido para tanques de lama (110) , antes de ser redirecionado para o espaço anular de condutor submarino (54 na Fig. 2) acima do BOP (38 na Fig. 2) ou para o espaço anular de furo de poço (37 na Fig. 3) abaixo da linha de lama (17 na Fig. 3) . A lama de alta densidade (76) é reformulada em (106) pela combinação do agente de aumento de peso (114) e de uma porção (83) de fluido não processado (82). Então, a lama de alta densidade reformulada (76) pode ser movida para tanques de lama (111) para armazenamento temporário, antes de ser redirecionada para o furo de poço (3 0 na Fig. 2). 0 sistema de elevação com líquido miscível pode ser usado para qualquer tipo de fluido de perfuração, e esta montagem do sistema de elevação com líquido pode ser usada para a perfuração de parte ou de todo o poço.Referring to Fig. 4, drilling solids are removed from the return fluid mixture (80) using one or more standard probe solid control devices (116). The resulting fluid 82 then travels to one or more separating devices 112 such as mechanical separators, gravity separators, centrifuges or other similar equipment. One or more separating devices (112) separate fluid (82) into low density liquid (74) and weight gain agent (114). The low density liquid (74) is moved into mud tanks (110) before being redirected to the undersea conductor annular space (54 in Fig. 2) above the BOP (38 in Fig. 2) or into the space. borehole annular (37 in Fig. 3) below the mud line (17 in Fig. 3). The high density slurry (76) is reformulated at (106) by the combination of weight gain agent (114) and a portion (83) of unprocessed fluid (82). Then, the reformulated high density slurry (76) can be moved to slurry tanks (111) for temporary storage before being redirected to the wellbore (30 in Fig. 2). The miscible liquid lift system can be used for any type of drilling fluid, and this liquid lift system assembly can be used for drilling part or all of the well.

Uma outra montagem é um sistema de elevação com líquido imiscível. Com referência a Fig. 5, um sistema imiscível usa um líquido de intensificação de baixa densidade (74) que é substancialmente imiscível com a lama de alta densidade (76) para se diminuir o peso do fluido de perfuração de retorno. Um exemplo disto é perfurar com uma lama à base de água tornada pesada e intensificar com um fluido sintético imiscível de peso leve, tal como um éster, uma olefina ou um glicol. 0 líquido de baixa densidade (74) é introduzido no fluido de perfuração de retorno na base do condutor submarino (52 na Fig. 2) ou para baixo pela coluna de injeção de fluido (72 na Fig. 3) ou ambos na base do condutor submarino (52 na Fig. 2) e pela coluna de injeção (72 na Fig. 3) simultaneamente. 0 fluido resultante (80) é um fluido bifásico estável de densidade menor do que a lama (76). Com referência à Fig. 5, um ou mais dispositivos de separação convencionais (81), tal como uma centrífuga trifásica, podem ser usados para a separação da mistura de fluido (80) na embarcação de perfuração (12 na Fig. 1) , onde os fluidos (74, 76) podem ser recirculados. Em primeiro lugar, a mistura de fluido (80) pode ser processada usando-se um equipamento de controle de sólidos padrão (120), tal como peneiras extratoras grosseiras, para a remoção de parte ou de substancialmente todos os sólidos de perfuração. Em seguida, o fluido resultante (82) é separado em um separador de óleo e água (81), tal como uma centrífuga trifásica, para a produção de sólidos de perfuração (86) , líquido de baixa densidade (74) e fluido de perfuração (122) . Os sólidos de perfuração (86) podem ser descartados de qualquer maneira adequada em termos ambientais. 0 líquido de baixa densidade (74) pode ser movido para tanques de lama (110) para armazenamento temporário. O fluido de perfuração (122), nesta montagem, pode passar através de dispositivos de controle de sólidos de sonda padronizados adicionais (116) e, então, movidos para tanques de lama (111) , para armazenamento temporário, como a lama de alta densidade (76).Another assembly is an immiscible liquid lifting system. Referring to Fig. 5, an immiscible system uses a low density enhancing liquid (74) that is substantially immiscible with the high density slurry (76) to decrease the weight of the return drilling fluid. An example of this is drilling with a heavyweight water-based slurry and intensifying with a light weight immiscible synthetic fluid such as an ester, an olefin or a glycol. Low density liquid (74) is introduced into the return drilling fluid at the underside conductor base (52 in Fig. 2) or down through the fluid injection column (72 in Fig. 3) or both into the conductor base submarine (52 in Fig. 2) and the injection column (72 in Fig. 3) simultaneously. The resulting fluid (80) is a stable biphasic fluid of lower density than slurry (76). Referring to Fig. 5, one or more conventional separating devices (81), such as a three-phase centrifuge, may be used for separating the fluid mixture (80) in the drilling vessel (12 in Fig. 1), where the fluids (74, 76) may be recirculated. Firstly, the fluid mixture (80) can be processed using standard solids control equipment (120), such as coarse extractor screens, for the removal of part or substantially all drilling solids. Then the resulting fluid (82) is separated into an oil and water separator (81), such as a three-phase centrifuge, for the production of drilling solids (86), low density liquid (74) and drilling fluid. (122). Drilling solids 86 may be disposed of in any environmentally suitable manner. The low density liquid 74 may be moved to mud tanks 110 for temporary storage. Drilling fluid (122) in this assembly can pass through additional standardized probe solids control devices (116) and then moved to mud tanks (111) for temporary storage such as high density mud. (76).

Uma outra montagem do sistema de elevação com líquido usa um fluido de combinação, tal como contas de vidro de baixa densidade (ou um agente de redução de densidade) em uma suspensão de líquido de baixa densidade. Pelo uso da suspensão miscível de líquido de baixa densidade ao invés da lama de baixa densidade sem a suspensão, o volume de líquido de baixa densidade necessário para a produção de uma mudança significativa no peso da lama no condutor submarino (52 na Fig. 2) pode ser reduzido. 0 agente de redução de densidade pode ser recuperado na superfície, antes do descarte do volume excessivo de fluido, se houver. O resultado é um fluido homogêneo e estável de densidade menor do que a lama bombeada para baixo pela coluna de perfuração (60 na Fig. 1).Another liquid lift system assembly uses a combination fluid such as low density glass beads (or a density reducing agent) in a low density liquid suspension. By using the miscible low density liquid suspension instead of the low density mud without the suspension, the volume of low density liquid required to produce a significant change in the weight of the subsea conductor mud (52 in Fig. 2) can be reduced. Density reducing agent may be recovered on the surface prior to disposal of excessive fluid volume, if any. The result is a homogeneous and stable fluid of lower density than the mud pumped down by the drill string (60 in Fig. 1).

Com referência à Fig. 2, o controle da taxa de líquido de baixa densidade (74) injetada no condutor submarino (52) na ou próximo da linha de lama (17) através da linha de intensificação de condutor submarino (68) ou dirigido para o furo de poço revestido (37 na Fig. 3) através da linha de injeção de fluido (72 na Fig. 3) tem duas finalidades primárias no sistema de elevação com líquido. Em primeiro lugar, a taxa de líquido injetado pode ser controlada de modo que cortes no espaço anular de tubo de condutor submarino (54) tenham uma velocidade para cima além da taxa de deposição dos cortes no tubo do condutor submarino (52).Referring to Fig. 2, the control of the low density liquid rate (74) injected into the undersea conductor (52) at or near the mudline (17) through the undersea conductor intensification line (68) or directed to The coated well bore (37 in Fig. 3) through the fluid injection line (72 in Fig. 3) serves two primary purposes in the liquid lifting system. First, the rate of injected liquid can be controlled so that cuts in the annular conductor tube annular space (54) have an upward velocity beyond the deposition rate of cuts in the underwater conductor tube (52).

Em segundo lugar, a taxa de líquido de baixa densidade (74) injetado pode ser controlada para a manutenção de uma pressão de fundo de poço que esteja abaixo da pressão de fratura da formação do terreno e acima da poropressão da formação.Second, the rate of injected low density liquid 74 can be controlled for maintaining a downhole pressure that is below the fracture pressure of the ground formation and above the poropression pressure.

O sistema de elevação com líquido tem várias vantagens em relação aos sistemas de elevação com bomba e elevação com gás. O sistema de elevação com líquido pode usar um equipamento de controle de sólidos e bombas de sonda convencionais para a produção de um sistema de perfuração de gradiente duplo mais simples e mais confiável do que o sistema de elevação com bomba. 0 transporte de cortes é convencional, a detecção de cabeceio é convencional, a circulação pode ser parada (permanecer estática) sem conseqüências adversas, e há pouco ou nenhum equipamento submarino adicional para quebrar, desse modo criando uma necessidade de uma subida do condutor submarino para reparo.The liquid lift system has several advantages over pump lift and gas lift systems. The liquid lift system can use both solid control equipment and conventional probe pumps to produce a simpler and more reliable double gradient drilling system than the pump lift system. Cut transport is conventional, head detection is conventional, circulation can be stopped (remain static) with no adverse consequences, and there is little or no additional subsea equipment to break, thereby creating a need for a subsea conductor to rise. repair.

O sistema de elevação com líquido também permite a alternância da perfuração de gradiente duplo para o gradiente único convencional, meramente ao se cessar a injeção do fluido de intensificação de baixa densidade para o condutor submarino (52 na Fig. 2) . O sistema de elevação com líquido também permite pontos adicionais de injeção / elevação além de apenas a linha de lama. O uso de uma coluna parasita (71 na Fig. 3) para a injeção de fluido de elevação abaixo da linha de lama (17 na Fig. 3) aumenta a efetividade do sistema de elevação com líquido e prove um incentivo para uso de uma perfuração de gradiente duplo em águas rasas ou em terra. Adicionalmente, pelo uso da coluna parasita para a injeção de fluido de elevação abaixo da linha de lama (17 na Fig. 3) , o volume do fluido de elevação necessário para se criar uma elevação no condutor submarino (52 na Fig. 3) pode ser reduzido.The liquid lift system also allows switching from double gradient drilling to conventional single gradient, merely by ceasing injection of low density enhancement fluid to the subsea conductor (52 in Fig. 2). The liquid lift system also allows additional injection / lift points beyond just the mud line. The use of a parasitic column (71 in Fig. 3) for the injection of lifting fluid below the mud line (17 in Fig. 3) increases the effectiveness of the liquid lifting system and provides an incentive for drilling. double gradient in shallow water or on land. Additionally, by using the parasitic column for injection of lifting fluid below the mudline (17 in Fig. 3), the volume of lifting fluid required to create a lift in the subsea conductor (52 in Fig. 3) can be reduced.

Embora a invenção tenha sido descrita com respeito a um número limitado de montagens, aqueles versados na técnica apreciarão que outras montagens podem ser divisadas, as quais não se desviam do escopo da invenção, como mostrado aqui. Assim sendo, o escopo da invenção deve ser limitado apenas pelas reivindicações em apenso.While the invention has been described with respect to a limited number of assemblies, those skilled in the art will appreciate that other assemblies may be divisible which do not deviate from the scope of the invention as shown herein. Accordingly, the scope of the invention should be limited only by the appended claims.

Claims

A method of drilling a well below a body of water, in which a drill bit is rotated at the end of a drill string, comprising: (a) injection into the well at a depth below the water surface a liquid having a density less than a density of a drilling mud producing a mixture of drilling mud and low density liquid in the well; (b) removing the drilling mud and low density liquid mixture from an upper end of the well; (c) separating at least a portion of low density liquid from the drilling mud and low density liquid mixture, thereby producing a low density liquid free drilling mud; (d) returning at least a portion of the separated low density liquid to the depth below the water surface; and (e) returning at least a portion of the low density liquid free drilling mud to an upper end of the drilling column.

Method according to claim 1, characterized in that the low density liquid is immiscible with the drilling mud.

Method according to claim 2, characterized in that the drilling fluid is water-based and the low density liquid is at least one of a synthetic, non-aqueous oil-based liquid.

Method according to claim 2, characterized in that the low density liquid comprises a density reducing particulate material.

Method according to claim 1, characterized in that the low density liquid is miscible with the drilling mud.

Method according to Claim 1, characterized in that the separation comprises: at least one of a mechanical separation, a gravity separation and a centrifugal separation.

A method according to claim 1 further comprising controlling a liquid injection rate so that a downhole pressure in the well is below a fracture pressure of a ground formation. and above a poropression of the formation.

A method according to claim 1, further comprising controlling a rate of liquid injection at the lower end of the subsea conductor so that the cuts in the subsea conductor pipe have an upward velocity beyond that. deposition rate of cuts in the subsea conductor tube.

Method according to claim 1, characterized in that the low density liquid comprises a density reducing particulate material.

A method according to claim 1, further comprising terminating the injection of low density liquid into the well below the water surface to switch from a double gradient drilling to a conventional drilling. .

Method according to claim 1, characterized in that substantially all of the separated low density liquid is returned to the depth below the water surface and substantially all of the separated drilling mud is returned to the upper end of the column. drilling in a closed system.

Method according to claim 1, characterized in that the depth below the water surface is between the drill string and the wellbore at a position below the mud line.

A method according to claim 1, characterized in that the depth below the water surface is at the lower end of an underwater conductor pipe extending from a downward-facing drilling vessel to the ocean surface. a wellhead rig at the bottom of the sea.

Method according to claim 1, characterized in that the low density liquid is injected through a parasitic column into an annular space between the drill string and an inner lining wall at a position below the mud line. .

Method according to claim 1, characterized in that the low density liquid is injected into a lower end of an underwater conductor tube extending from a drilling vessel over the surface of the water body to down to a wellhead rig on the body of water floor.

Method according to claim 9, characterized in that the particulate material comprises low density glass beads.

Method according to claim 9, characterized in that the particulate material comprises low density microspheres.

A method of treating a drilling fluid used for drilling a wellbore in a ground formation below a body of water, in which a drill string extends from a water surface drilling installation to the wellbore and drilling fluid passes through the drilling column and flows from the drilling column to the wellbore, whereby the resulting drilling cuts become entrenched in the drilling fluid, and the drilling fluid with The braided cuts return to the surface of the water body by means of a return flow system, characterized in that it comprises: (a) injection into the return flow system at a depth below the surface of the water body of a liquid having a density lower than a drilling fluid density, thereby producing a return flow system of an electric drilling fluid mixture. low-density liquid; (b) withdrawing the drilling fluid and low density liquid mixture from an upper end of the return flow system; (c) separating at least a portion of the low density liquid from the drilling fluid and low density liquid mixture, thereby producing a low density liquid free drilling fluid; (d) returning at least a portion of the separated low density liquid to the return flow system to the depth below the water surface; and (e) returning at least a portion of the drilling fluid without the low density liquid to the drilling column.

Method according to claim 18, characterized in that the return flow system comprises a first annular space between the drill string and the borehole wall, and a second annular space between the drill string and the inner wall of a casing positioned in the wellbore, and a third annular space between the drill string and an undersea conductor extending between the cased wellbore and the surface of the water body, where the return of low liquid The density separated from step (d) is for the annular space at the lower end of the third annular space.

Method according to claim 18, characterized in that the return flow system comprises a first annular space between the drill string and the wellbore wall, a second annular space between the drill string and the inner wall of a casing positioned in the wellbore, and a third annular space between the drill string and an underwater conductor extending between the cased wellbore and the surface of the water body, where the return of low density liquid separated from step (d) is for the second ring space.