CN105026679A - 用于钻出地下钻孔的钻井方法 - Google Patents

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Abstract

一种使用钻杆钻出地下井眼的方法，该方法包括以下步骤：基于所述井眼的一部分中的钻井流体的当量循环密度，估计或确定所述钻井流体的减小的静态密度；提供基本上具有该减小的静态密度的钻井流体；将具有所述减小的静态密度的所述钻井流体引入所述井眼中；以及经由返回管路从所述井眼去除所述钻井流体。

Description

用于钻出地下钻孔的钻井方法
技术领域
本发明涉及特别地但非排他性地出于从地下油藏抽出碳氢化合物的目的而钻出地下钻孔的方法。
背景技术
通常，使用被称为钻杆的钢管执行井眼的钻孔，钻杆在最下端带有钻头。可使用地面钻井电动机旋转整个钻杆，或者可使用安装在钻头正上方的钻杆中的一个或多个流体动力电动机将钻头独立于钻杆旋转。随着钻井的进行，泥浆流用于将因钻井过程形成的碎屑带出井眼。泥浆顺着钻杆被抽送通过进入管路，通过钻头/经过钻头上方/到钻头周围，并且经由钻杆外壁和井眼之间的环形空间(通常被称为环面)返回表面。当进行离岸钻井时，提供套管并且套管包括环绕钻杆从井口向上延伸的较大直径管。套管和钻杆之间的环形空间(下文中，被称为套管环面)用作环面延伸，并且提供了泥浆返回泥浆储藏器的导管。泥浆另外可用于冷却钻头，以润滑系统并且为井下电动机提供动力。
泥浆(mud)是广义钻井术语(相关技术中已知的)，在这种背景下，它用于描述在钻井期间使用的任何流体或流体混合物并且涵盖从空气、氮气、空气或氮气中的雾化流体、带有空气或氮气的泡沫流体、充空气或充氮气的流体、一直到比重大的油或水与固体颗粒的混合物的大范围的流体或流体混合物。
传统上，井眼敞开(钻井期间)，暴露于大气压，在系统中不存在表面施加压力或其它压力。钻杆自由旋转，没有任何密封元件在表面处施加于或作用于钻杆。在这种操作中，不需要转移返回的流体流或对系统施压。
在钻井期间，钻头穿透地下的岩石层和结构层，直到钻头到达一个或多个储层，储层也被称为地层(formation)、孔隙或空隙，所述储层包含在岩石内含的处于一定温度和压力下的碳氢化合物。这些碳氢化合物被包含在还可包含水、油和气体组成的岩石孔隙内。由于正在从岩石层向地层上方施加力，这些地层流体在已知或未知压力(被称为孔压)下被困在孔隙内。无计划地涌入这些地层流体(也被称为储层流体)是本领域熟知的，并且被称为地层井侵或井涌。
泥浆是给定密度(也被称为比重)的流体，最重要的是，泥浆还用于处理可能在钻井期间出现的任何地层井侵(或井涌)。例如，在被称为“过平衡”钻井的一种钻井中，选择泥浆的密度，使得该泥浆在井眼底部产生流体静压(由于泥浆的比重导致的)(井底压力或BHP)，该流体静压高得足以平衡地层中的流体压力(“地层孔隙压力”)，从而基本上防止流体从被井眼穿透的地层涌入(到井眼)。换句话讲，泥浆用作抵抗地层流体进入井眼的屏障。可通过利用泥浆密度和泥浆在井眼内的竖直大小之间的关系来变化和控制BHP，以增大或减小泥浆在井眼底部施加的流体静压。如果BHP降至低于地层孔隙压力，则会出现地层流体的井侵或井涌，即，气体、油或水可进入井眼。另选地，如果BHP过高，则它可能高于地层中岩石的断裂应力。在这种情形下，井眼底部的泥浆压力可使地层断裂，泥浆可进入地层。泥浆的这种损失造成BHP瞬间减小，这进而可导致形成井涌。超过地层断裂压力还可导致随着泥浆井侵地层而损失泥浆。根据这些损失的大小，存在大的风险：井中静液压力的随之减小将导致随着BHP对应至低于地层压力，井眼中泥浆的高度降低。这个不期望的状况将有可能导致地层井侵。本领域中熟知的这些状况也被称为损失(少量、多量和全部/严峻的损失，取决于大小)或井漏。
泥浆施加的BHP的另一个方面是，BHP具有与之关联的两个值—静态BHP值和循环BHP值。泥浆的静态BPH与当泥浆是静态(即，泥浆没有循环通过钻杆)时泥浆施加的压力相关。泥浆的循环BHP与在钻井期间泥浆通过钻杆、环面并且通过套管通向表面进行循环期间泥浆施加的压力相关。
在循环期间，泥浆施加的压力高于泥浆是静态时。这是因为存在井眼总长度上的摩擦损失，这种摩擦损失是由于(例如)钻杆相对于井眼的几何形状(这改变钻杆和井眼之间的环形间隙)或流体的粘度或密度(这影响所述流体流过环面的方式)而造成的。这使泥浆的流速降低。这些损失从井眼底部直至泥浆退出到地面上方的表面的点都存在。因此，需要增大压力量来循环泥浆，以有效地移动固体，清洁井眼内的碎屑并且在钻井期间为钻头/钻杆提供动力。在井眼底部产生最大压力，因为在这一点，沿着整个井眼长度出现摩擦损失。一般将循环BHP的增加与当量循环密度(ECD)泥浆密度联系起来，该当量循环密度泥浆密度出于所描述的原因高于静态泥浆的密度。当然，ECD和BHP都直接受泥浆的基本密度影响。
已知具有包括安全系数的静态泥浆密度(即，增大静态泥浆的密度)，并且将这个值同时用于静态状况和循环状况，使得BHP足以防止出现井涌。
然而，要是系统变得欠平衡，例如，由于地层井侵，已知的是增加泥浆的密度以增大井眼的BHP；从而当泥浆在井眼中循环时恢复过平衡钻井状况。这个密度增大的泥浆被称为压泥浆并且进行循环以填充整个井眼并且钻杆体积。用于恢复过平衡钻井状况的这种操作可被称为井控操作。
传统钻井系统的目的是，将BHP保持大于地层的井眼压力而低于地层的断裂应力。以此方式控制BHP被称为控制压力钻井(MPD)。在控制压力钻井中，使用诸如旋转控制装置、旋转防喷器(BOP)或套管钻井装置等压力抑制装置将环面或套管环面闭合。这个装置包括密封元件，密封元件与钻杆的外表面接合，使得基本上防止了流体在密封元件和钻杆之间流动，同时仍然允许钻杆旋转。这个装置的位置并不关键，并且对于离岸钻井而言，它可被在水平面处或水平面上方或下方、海床上或甚至井眼内安装在套管中。密封元件被设置在旋转控制装置(RCD)、旋转防喷器(RBOP)、随钻压力控制(PCWD)、或用于闭合套管环面的旋转控制头(RCH)的外壳中，使密封元件直接接触钻杆。这样得到所需的套管环面与大气隔离，同时确保了有足够的紧贴钻杆的密封以进行安全钻井。现有压力抑制设计中的典型密封元件包括弹性体或橡胶衬垫/密封元件和轴承组件，轴承组件允许密封元件随钻杆一起旋转。钻杆和密封元件之间没有旋转移动，因为轴承组件本身允许钻杆在钻井期间进行旋转移动。这些是本领域中熟知的并且在美国专利7699109、7926560和6129152中进行了描述。
通常被称为流量滑阀的流动控制装置提供了使泥浆溢出环面/套管环面的流动路径。在流量滑阀之后，经常存在压力控制歧管，该压力控制歧管带有用于控制泥浆流出环面/套管环面的速率的至少一个可调节闸门或阀门。当在钻井期间被关闭时，压力抑制装置在井眼中产生背压，可通过使用压力控制歧管上的可调节闸门或阀门来控制这个背压，以控制泥浆流出环面/套管环面受限的程度。
控制压力钻井和/或欠平衡钻井可使用被专门开发用于一直保持井关闭以保持井口中的非大气的压力的设备；这不同于传统的过平衡钻井方法。因此，控制压力操作是闭环系统。控制压力钻井还利用更轻的静态泥浆比重作为钻井流体，因为这些泥浆施加更小的压力，从而保持BHP低于地层的断裂应力—与钻井期间施加背压的表面一起用于提供必需的当量静液压力，以防止地层井侵进入井眼。
欠平衡钻井允许储层流体在钻井和起下钻期间与泥浆/钻井流体一起流向表面。因此，在压力抑制装置的压力密封件下方存在含有碳氢化合物、固体和钻井流体的承压环面。这两种方法都导致压力包含装置的密封件下方存在含有钻井流体、和/或固体、和/或地层流体的承压环面。
进行控制压力钻井或欠平衡离岸钻井比岸上钻井更困难，在海下越深的地方钻井，困难程度越大。这是因为，从海床到钻井平台的套管节段变成井眼的延伸部并且其长度因此随水深的加大而变大。因此，井眼中产生的增大的静水压力和相关联的摩擦损失显著增加了泥浆的ECD。在这些深度处，ECD的这些增加常常可超过地层断裂应力。此外，地层断裂应力可低于岸上预见的，所以，由于地层断裂的高风险，导致传统的过平衡状况是不期望的。
另选地，这些深水井情形下的地层压力可异常地高，从而需要更重的泥浆比重来平衡井并且防止地层井侵。这个情形还会造成循环/钻井BHP超过地层断裂应力。
这些状况可导致窄钻井工作包线—也被称为在钻井余量。它被定义为小循环/钻井BHP窗口，所述小循环/钻井BHP窗口是由随着井总长度增加的较低断裂应力和较高孔隙压力的上下限导致的。这导致了在钻井和/或连接期间循环BHP的灵活性降低，从而带来很大的挑战。
因此，离岸MPD操作变得更难以降低这些风险并且难以增加钻井平台上的整体安全性。MPD的套管解决方案允许对套管的压力控制增强并且允许通过排放/控制歧管进行地层井侵(如果出现井侵)的安全转移。它还允许使用更轻的泥浆比重，从而导致用于钻井通过下断裂应力区的静水压力降低，利用表面施加的背压对井眼强加另外的静水压力(如果需要的话)。
发明内容
根据本发明的第一方面，提供了一种使用钻杆钻出地下井眼的方法，该方法包括以下步骤：基于所述井眼的一部分中的钻井流体的当量循环密度，估计或确定所述钻井流体的减小的静态密度；提供基本上具有该减小的静态密度的钻井流体；将具有所述减小的静态密度的钻井流体引入所述井眼中；以及经由返回管路从所述井眼去除所述钻井流体。
在本说明书中，术语“当量循环密度”用于描述当钻井流体在井眼中循环时产生的底孔压力的增大(即，在给定密度的钻井流体以特定流速循环期间的底孔压力和当这个钻井流体在井眼中静止时的底孔压力之间的差异)。
所述钻井流体的所述减小的静态密度因此可低于当钻井流体没有循环时控制井(即，用于平衡地层压力)所需的流体的密度。
所述钻井流体可经由所述钻杆被引入所述井眼中。
所述方法可包括使用管状套管以形成围绕所述钻杆的大体环形空间，使得所述钻井流体经过所述环形空间到达所述返回管路。
所述方法可包括使用密封装置密封所述环形空间以形成在所述密封装置下方且具有第一环形空间的管状套管的第一部分和在所述密封装置上方且具有第二环形空间的管状套管的第二部分，使得在所述第一环形空间和所述第二环形空间之间形成流体基本不能渗透的密封。
所述方法还可包括：使所述钻井流体经过所述第一环形空间；以及经由所述返回管路从所述第一环形空间去除所述钻井流体。
可在所述第一环形空间和所述第二环形空间之间设置流体连通装置，可以设置用于打开和关闭所述流体连通装置的装置。所述流体连通装置可包括流送通道或者管路以及阀门，所述阀门能够用于允许或防止流体沿着所述流送通道流动。
可在所述第一环形空间中贮存压井流体。
所述方法可包括倘若在所述井眼中出现井涌、井侵或井喷就打开所述流体连通装置，使得所述压井流体对所述钻井流体施加足以将所述钻井流体保持在所述第二环形空间内的压力。
所述压井流体的密度可大于具有所述减小的静态密度的所述钻井流体的密度。所述压井流体的所述密度可是基于所述井眼处所述钻井流体的所述当量循环密度确定的。
所述压井流体的密度可基本上等于具有所述减小的静态密度的所述钻井流体的密度。在这种情况下，所述压井流体可被施压，以当打开所述流体连通装置时，对所述钻井流体施加与由所述井眼处的所述当量循环密度产生的压力相等的压力。
可至少部分使用套管升压泵对所述压井流体施压。
所述管状套管的所述第一部分可设置有位于所述密封装置下方的出口，并且将所述出口连接到所述返回管路以将所述钻井流体返回到井眼表面处的控制压力钻井系统或套管气体操纵系统，以形成第一闭环。
所述方法可包括将所述压井流体在所述管状套管的所述第二部分以第二闭环循环。
所述管状套管的所述第二部分可设置有位于所述密封装置上方的出口，并且所述方法可包括将所述出口连接到流体管路，所述流体管路用于将所述压井流体返回到井眼表面处的控制压力钻井系统或套管气体操纵系统。
所述方法可包括使用流量滑阀，所述流量滑阀用于将所述管状套管的所述第一部分上的所述出口和所述管状套管的所述第二部分上的所述出口连接到所述控制压力钻井系统或所述套管气体操纵系统。
所述密封装置可安装在所述井眼的顶部附近的管状套管中。
所述方法可包括将防喷器安装在所述管状套管的顶部附近且在所述密封装置上方。
所述方法可包括使用第二密封装置密封所述管状套管的所述第二部分中的所述第二环形空间，使得所述第二环形空间具有由所述第二密封装置和所述密封装置分别密封的顶部部分和底部部分。
所述方法可包括将防喷器安装在所述密封装置下方且与所述密封装置相邻。
所述密封装置可位于管状套管之间的伸缩接头下方，使得由所述第一环形空间中的所述钻井流体施加的压力不传递到所述伸缩接头。
本发明的第二方面提供了一种使用钻杆钻出地下井眼的方法，该方法包括以下步骤：估计或确定用于注入所述井眼中的钻井流体的优选静态密度，使得因所述钻井流体的注入而造成的钻井流体密度的增大在与所述井眼的地层孔隙压力和/或地层断裂应力关联的控制参数内；提供基本上具有该优选静态密度的钻井流体；将所述钻井流体注入所述井眼中；以及经由返回管路从所述井眼去除所述钻井流体。
第二方面所述的方法可包括第一方面所述的特征中的一个或多个特征。
本发明的第三方面提供了一种用于使用钻杆钻出地下井眼的设备，该设备包括：套管，所述钻杆至少部分被容纳在该套管中，所述套管限定围绕所述钻杆的大体环形空间；密封装置，该密封装置位于所述套管内并且形成第一套管腔室和第二套管腔室，所述第一套管腔室与套管升压泵流体连通，使得贮存在所述第一套管腔室中的压井泥浆能够被保持在比所述第二套管腔室中的钻井流体的压力更大的压力。
所述第一套管腔室和所述第二套管腔室可分别是上腔室和下腔室。
第三方面所述的方法可包括第一方面或第二方面所述的特征中的一个或多个特征。
根据本发明的第四方面，提供了一种钻井系统，该钻井系统包括：钻杆；套管，所述钻杆至少部分被容纳在该套管中，所述套管限定围绕所述钻杆的大体环形空间；密封装置，该密封装置位于所述套管内并且形成在所述密封装置下方围绕所述钻杆的第一套管腔室和在所述密封装置上方围绕所述钻杆的第二套管腔室；钻井流体源，该钻井流体源能够操作成将钻井流体注入所述第一套管腔室；压井流体源，该压井流体源能够操作成将压井流体注入所述第二套管腔室；流送管路，该压井流体源在所述第一套管腔室和所述第二套管腔室之间延伸；以及阀门，所述阀门能在打开位置和关闭位置之间移动，在所述打开位置，允许流体沿着所述流送管路流动，在所述关闭位置，基本上防止流体沿着所述流送管路流动。
所述钻井系统还可设置有套管升压泵，所述套管升压泵与所述第二套管腔室连通并且能够操作成将所述第二套管腔室中贮存的压井泥浆保持在比所述第一套管腔室中的所述钻井流体的压力更大的压力下。
所述压井流体的密度可大于所述钻井流体的密度。另选地，所述压井流体的密度可与所述钻井流体的密度近似或相同。
所述第一套管腔室可设置有位于所述密封装置下方的出口，并且将所述出口连接到所述返回管路以将所述钻井流体返回到井眼表面处的控制压力钻井系统或套管气体操纵系统。
所述第二套管腔室可设置有位于所述密封装置上方的出口，并且所述出口将第二套管腔室连接到流体管路，所述流体管路用于将所述压井流体返回到井眼表面处的控制压力钻井系统或套管气体操纵系统。
所述密封装置可被安装在井眼的顶部附近的管状套管中。
可将防喷器安装在所述管状套管的顶部附近且在所述密封装置上方。
所述钻井系统可包括第二密封装置，所述第二密封装置被安装在所述密封装置上方的所述套管中以密封所述第二套管腔室，使得所述第二套管腔室具有由所述第二密封装置和所述密封装置分别密封的顶部部分和底部部分。
所述钻井系统还可包括防喷器，所述防喷器被安装在所述密封装置下方且与所述密封装置相邻。
所述密封装置可位于管状套管之间的伸缩接头下方，使得由所述第二环形空间中的所述钻井流体施加的压力不传递到所述伸缩接头。
根据本发明的第五方面，提供了一种使用根据本发明的第四方面的钻井系统钻出井眼的方法，所述方法包括在所述流送管路中的所述阀门处于关闭位置时，将钻井流体经由所述钻杆抽送到所述第一套管腔室中。
所述方法还可包括在将来自所述第二套管腔室的压井流体从所述第二套管腔室中的出口去除的同时，将压井流体抽送到所述第二套管腔室中。
所述方法还可包括以下步骤：操作泵，以将所述第二套管腔室中的所述压井流体保持在比所述第一套管腔室中的所述钻井流体更大的压力下。
所述方法还可包括监测所述井眼的底部处的流体压力，并且如果检测到井侵、井涌或井喷，则打开所述流送管路中的所述阀门。
所述方法还可包括以下步骤：在打开所述流送管路中的所述阀门之前，关闭安装在所述管状套管的顶部附近且在所述密封装置上方的防喷器。
所述第一套管腔室可设置有位于所述密封装置下方并且连接到流体返回管路的出口，所述方法还包括步骤：在打开所述流送管路中的所述阀门之前关闭所述流体返回管路中的返回阀门以防止防止流体沿着所述流体返回管路流动。
下表比较了本发明的方法(“零ECD”)与使用的当前钻井方法，其中它们具有用于增强井和套管压力控制的对应安全级别。该表表明，当与当前钻井方法相比时本发明的方法产生更高安全级别。
需要一种满足越来越复杂的深水井的挑战的钻井技术中的新方法。此外，需要一种满足深水环境中安全钻井的需要的新方法，深水环境包含具有低于所期望断裂压力和/或窄钻井余量的地层。此外，在更复杂的深水环境中，甚至大多数当前MPD实践受限，因此产生如下的需要，即开发出一种新方法来管理提高的风险并且增强用于在这种状况下进行有效钻井的整体井安全性。
本发明提供了新钻井方法和关联的系统设计。本发明讨论了方法的基础、特征和应急措施，以示出与现今正使用的当前钻井实践相比时的特有性和增强的安全措施。本发明的方法可应用于使用RDD技术的海上操作或市面上的任何经改装压力抑制装置，这些抑制装置允许其更深地设置在套管系统中。
QCA不能旋转/钻通，因此，需要具有压力抑制装置，该压力抑制装置可被钻通，同时保持其下方的压力完整性—即，保持从套管顶部到海底RDD正上方包含的体积上的压力。因此，承压的较低静态泥浆比重取代压井泥浆比重，因此不用双重泥浆比重系统。
附图说明
现在，将参照以下附图，仅仅以示例的方式描述本发明的特定和非限制实施方式，其中：
图1是与根据本发明的第一实施方式的方法一起使用的钻井系统的示意图；
图2是与根据本发明的第二实施方式的方法一起使用的钻井系统的示意图；以及
图3是与根据本发明的第三实施方式的方法一起使用的钻井系统的示意图。
具体实施方式
参照图1，示出用于在海底2下方钻出井眼的海上钻井系统1的示意图。钻井系统1包括位于海表面处的钻机(未示出)，所述钻机支承从所述钻机延伸到井眼的底部的钻杆3。钻杆3可包括具有首尾相连的管子接头的多个部分，这些部分的外径是由正被钻出的井眼的几何形状以及外径将对井眼中流体力学的作用确定的。表面处的泥浆泵18a用于在钻井的同时将钻井流体/泥浆抽送通过钻杆3的内部。可存在多个泥浆泵18a。泥浆泵18a可连接到歧管18b，歧管18b进而连接到钻杆3，同时进行钻杆连接。歧管18b可以是适用于被称为连续循环的方法中的连续循环歧管，被申请人开发用于在顶部驱动件断开用于连接之前实现通过钻杆3在表面上的部分中的侧孔进行恒定循环。该方法的其它细节特此在专利US2158356中被引用，用于描述连续循环的这个特定设计。连续循环抵消对与连接关联的BHP的负面效应。本发明可以将连续循环方法和装备整合到该发明的过程中。
可用容积式泵提供抽送机构。通过泵的速度确定流体流入钻杆3的速率。
钻杆3被包含在由多个管状部分形成的套管5中，这些管状部分从钻机延伸到位于海底2上的海下防喷器(SSBOP)7。套管5提供在井眼上方的环绕钻杆3的环形空间。套管5为钻杆3和为从海床下方的井眼4排放出的流体提供连续路径。实际上，套管5将井眼从海床延伸到钻机，因此总井眼环面也包括套管5的环形容积。
SSBOP 7的环形BOP元件被构造成密封在钻杆3周围，从而闭合钻杆3和套管5之间的环面并且阻止流体从井眼流出。环形BOP元件通常包括大的柔性橡胶或弹性体填料单元，该填料单元被构造成当被启用时密封在各种钻杆尺寸周围，但环形BOP元件没有被设计成在钻杆旋转期间被致动，因为这样将快速地用坏密封元件。使用承压液压流体和活塞组件提供密封元件必需的闭合压力。通常，由于必须对大体积的动力流体施压以操作活塞，所以这些闭合时间相对缓慢。这些是本领域熟知的。
钻杆3还延伸通过壳体9的位于SSBOP 7下方并且形成管道最后部分的部分。钻杆3的最下端延伸经过壳体9，进入海底2下方的被钻井眼部分4的敞开孔中。
套管5包括与SSBOP 7远离设置的套管钻井装置11(RDD)。套管钻井装置11提供在使钻杆3能够旋转和往复运动的同时闭合钻杆3周围的环形空间的密封。RDD11因此用于形成RDD 11下方的套管的第一部分12和RDD 11上方的套管的第二部分13。RDD 11因此将套管的第一部分12和套管的第二部分13隔开并且形成压力密封。RDD 11还用于转移第一部分12和第二部分13的环形空间内的任何返回流体，从而使流体能够被导向任何表面控制设备。在这个实施方式中，RDD 11可具有两个相邻的密封元件，以提供针对可沿着套管5的环形空间出现的高压力的增强保护。RDD 11允许泥浆在闭环系统内循环，因为它在套管5中的钻杆3周围形成压力密封。RDD 11可用任何旋转的压力抑制装置取代，该旋转的压力抑制装置允许钻杆3在正在发生往复运动、脱离或旋转的同时经过该装置，但保持钻杆3周围的压力完整性。RDD 11可以由例如旋转控制头(RCD或RCH)、随钻压力控制(PCWD)、或旋转防喷器(RBOP)中的一个取代。所有这些工具是本领域已知的标准设备。
在英国专利申请GB 1104885.7和PCT/GB2012/050615中描述了适用于本发明的压力抑制装置或套管钻井装置。这些申请中描述的套管钻井装置(其全部内容特此以引用方式并入本文中)被形成为使得套管钻井装置可安装在处于指定海底深度的套管5中较深的位置。这是因为，工程设计允许通过海底套管的内孔获取和重新安装RRD外壳内的密封组件。这是特有的，不同于市面上的当前压力抑制装置，大多数当前压力抑制装置没有允许这样—因此，需要将这些设计安装在套管顶部附近。除此之外，不需要对套管进行改装以耐受大小更大的压力差(即，其处理因套管的第二部分13和RDD 11下方的套管的第一部分12中的流体的体积造成的以上压力差在密封组件上产生的力的能力)。这也不同于使用的当前设计，当前设计需要改装密封机构来达到目的。
简言之，将RDD设置在套管结构中的较深位置的能力是本发明的重要组成。这将密封点放置得更深，从而允许其位置将RDD密封点上方的套管部分中的所贮存压井泥浆比重施加的静水压力的力与下方的井眼隔开，所述井眼包含低得多的用于钻井的静态泥浆比重。在密封点正上方的压井泥浆比重的贮存为钻井环面中的较低静态泥浆比重提供直接的压力应急储备(如果需要的话)。RDD可由单个或双重密封元件构造组成，但不限于此，并且可具有更大量的密封元件。根据本发明的方法利用的特定泥浆系统，可需要一至两个RDD组件；根据系统的特定需要，还可使用更大数量的RDD组件。因此，本发明可将这两个在先申请的RDD设备整合到其过程中，因为该设备有助于安全并且有效地实现方法。
与套管的第二部分13上端相邻设置的是套管流量滑阀系统15、快关环(QCA)17、伸缩接头19和分流器系统21。以下，描述这些组件的功能。
在GB1204310.5和US13/443332中描述了适用于本发明的QCA的设计。QCA 17允许万一套管5中有不期望气体和/或RDD 11完整性有问题就快速关闭和隔离套管5。当QCA 17被关闭时，因为伸缩接头19不能像以上允许较高套管压力被施加到套管5以去除来自套管5的任何井侵，套管5的完整性提高。
套管的第一部分12的顶端具有与流送管路25的部分的第一端连接的第一侧出口23并且流送管路25的部分的第二端连接到形成表面控制设备的一部分的控制压力装置和/或套管气体操纵装置27。流送管路25提供套管的第一部分12的环面与控制压力装置和/或气体操纵装置27之间的流体连通。流送管路25可以是大内径压力钢管。钢管优选于高压软管，因为钢管将不具有与软管相关的移动、漂移和所得扭力，这些是因洋流、风大浪急的海水和钻机移动产生的。然而，高压软管的部分可用于将钢管连接到套管5的顶部旁边，以适应钻机的任何移动。流送管路25将与本领域已知的钻机闸门和压管路类似沿着套管5在公共轨道中延伸。
第二侧出口29设置在与流送管路31的第一端连接的套管的第一部分12的顶端，并且流送管路31的第二端连接到位于套管的第二部分13的底端的侧出口33。流送管路31具有用于打开和关闭流送管路31的一对液压致动阀门35。阀门35被构造成，使得阀门35可单独地或一起地进行远程操作。流送管路31可以是具有大内径的高压布置形式。阀门35因此可用于使套管的第一部分12和套管的第二部分13的环形空间相互流体连通和脱离相互流体连通状态。阀门35在钻井或连接操作期间一般是关闭的，以防止这两个环形空间之间的流动/连通。
套管的第二部分13的顶端连接到套管流量滑阀系统15，使得滑阀系统可将套管的第二部分13的环形空间内的流体经由高压软管37的部分导向控制压力装置和/或套管空气操纵系统27。存在脱气系统39，脱气系统39从控制压力装置和/或套管气体操纵系统27接收泥浆，以去除泥浆中存在的任何气体，之后通过泥浆泵18将该泥浆重新注入钻杆3。
套管升压泥浆泵43被构造成将流体/泥浆通过在沿着套管5的整个长度的多个点处的侧出口注入套管5。安装经改装的套管升压管路44，以允许套管升压泥浆泵43在它连接到套管系统5的任何地点将流体注入套管。套管升压管路44在公共轨道内沿着套管5的整个长度在外部延伸。套管升压泥浆泵43用于提高钻井操作期间套管5内部的流体流速，但还可用于将气体井侵在套管5中循环，所以可同时用于钻井操作和井控制操作。
现在，为了示出(通过示例的方式)本发明的第一实施方式，将定义该系统的元件之间的竖直距离/深度。SSBOP 7位于海底2上并且连接到井眼部分4的顶部。井眼4在SSBOP下方延伸并且末尾壳体9被设置成5,000英尺。这个长度在图1中带有参考标号45。沿着井眼4的这个长度，存在碳氢化合物流体的地层46。敞口孔/被钻部分在参考标号45下方延伸，在壳体9下方达到进一步的2,000英尺，从而导致在SSBOP下方井眼4的总深度是7,000英尺。从海底到敞口孔部分的底部的这个长度带有参考标号47。从SSBOP 7延伸到RDD 11的套管的第一部分12具有5000英尺的长度。这个长度带有参考标号49。从RDD 11延伸到QCA 17的套管的第二部分13是1,500英尺。这个长度带有参考标号51。因此，套管系统的总长度是6,500英尺(参考标号之和49+51)。包括套管5的总井深度是13,500英尺(参考标号之和47+49+51)。
现在，将描述操作钻井系统1的方法。在正常操作中，泥浆泵18a被构造成将泥浆从贮存器(未示出)抽送到钻杆3中。泥浆通过钻杆3向下移动并且通过与敞口孔/被钻部分相邻的钻杆3末端的一个或多个开口出来。接着，在泥浆泵18a的压力下，泥浆被迫使沿着钻杆3和井眼部分4之间的环形空间向上。泥浆进一步向上前进，通过壳体9中的环形空间，直到它移动通过SSBOP 7并且进入套管的第一部分12的环形空间中。泥浆继续沿着第一部分12前进，最终流送管路通过套管的第一部分12顶部的侧出口23、沿着流送管路25流动进入控制压力装置和/或气体操纵装置27。在控制压力装置和/或气体操纵装置27处，流体压力计53测量返回泥浆的压力。基于沿着套管5和井眼的状况以及当泥浆进入钻杆3时泥浆的初始压力，可以确定流体压力计53处的压力是高于还是低于预期值。比预期高的压力可表明，在地层46中发生断裂并且液体或气体形式的地层流体进入井眼从而增大了井眼内的压力。类似地，比预期低的压力可表明，泥浆正遭受损失，进入地层46。假设流体压力计53的压力正如预期，即，没有发生断裂，泥浆接着通过脱气系统39进行循环，之后返回贮存器并且通过系统重新进行循环。以此方式，钻井期间泥浆的循环只通过套管的第一部分12继续进行。
本发明的一方面在于，如果预测到将被钻孔的地层46具有低于预期的断裂应力，或者流量压力计53测得的泥浆压力表明很快会出现井涌，则通过考虑相比于泥浆的循环值将泥浆的密度(即，当量循环密度(ECD))从其静态值开始增加，可避免地层断裂。
通过用静态泥浆比重的泥浆填充井，可确定井的ECD，静态泥浆比重平衡当没有进行循环时的地层压力。这将针对这个静态泥浆比重在井中施加底部孔隙压力。循环该静态泥浆比重将在井中产生较高的底部孔隙压力(BHP)。这两个底部孔隙压力(静态和循环)之差等于井的ECD。在现有的控制压力钻井操作中，没有弥补部分因沿着井眼和套管的长度的摩擦损失造成的有效增加。申请人已发现，在确保不出现井侵的同时存在用于避免断裂的窄钻井余量的这种情形下，为了在钻井期间保持安全BHP，这个增加可以是至关重要的。本发明提供了这些情形，在正常钻井操作期间使用的静态泥浆密度低于已知(即，现有技术)的钻井系统和方法中使用的密度。在钻井期间采用这个计算，并且确认地层46是否容易断裂。钻井系统1因此如下为钻井做好准备。
为了示出本发明(严格意义上，只通过示例的方式)，现在将描述使用明确数值的示例。
在包含泥浆的整个竖直高度13,500英尺(47+49+51)内，基于10ppg(磅/加仑)的当前静态泥浆密度和在该静态泥浆密度值下500psi(磅/平方英寸，被表达为静水压)的沿着总井的当量循环密度，计算新(较小)静态泥浆密度。
通过下式给出某个深度下泥浆液柱的静水压(单位：psi)：
静水压＝泥浆密度(ppg)×0.052×深度(英尺)
这个等式可用于计算因以下当量循环密度效应造成的静态泥浆密度(在本领域中还被称为“泥浆比重”)的分量：
静态泥浆的分量
由于ECD导致的密度＝ECD压力/(0.052×井的深度)
                 ＝500/(0.052×13,500)
                 ＝0.7ppg。
通过从原始静态泥浆密度(10ppg)中减去这个值(0.7ppg)来确定新(较低)静态泥浆密度，以得到9.3ppg的新(较低)静态泥浆比重密度12a。这是在钻井期间通过钻杆3循环到井眼4、之后经由壳体9、套管的第一部分12和流送管路25返回到表面流送管路并且重新进行循环的泥浆比重的密度。
该方法的下一个步骤是计算贮存在套管的第二部分13中所需的压井泥浆13a的密度。套管的第二部分的长度是1,500英尺。压井泥浆13a密度必须具有足够的密度，以传递与井眼的ECD值(500psi)相等的RDD 11处的静水压，前提是套管中压井泥浆的体积的长度是1,500英尺。当调配压井泥浆13a时，即，当阀门35打开时，套管的第一部分12和套管的第二部分13流体连通，从而造成由于套管的第一部分12中较低静态泥浆12a密度和套管的第二部分13中较高静态泥浆13a密度之间的密度差而导致的相关压力差。静态泥浆13a密度因此必须被选择成，使得它施加的压力为井的ECD之和并且平衡了较低静态泥浆12a密度的压力差。
这如下地算出：
压井泥浆密度＝ECD/(套管的第二部分的长度×0.052)+较低静态泥浆密度
            ＝500/(1,500×0.052)+9.3ppg
            ＝15.7ppg。
这将是压井泥浆13a密度，该密度将被存储和包含在当阀门35关闭时RRD 11上方的套管的第二部分13中，从而防止压井泥浆13a通过流送管路31前进至套管的第一部分12。在较低静态泥浆比重12a下发生钻井的同时，将压井泥浆13a保持在存储状态。压井泥浆为被调配做好准备，以施加与在RDD 11下方延伸的套管的第一部分的环形空间上的井ECD等同的压力。
然后，用通过这种方法确定的两个不同的泥浆密度准备钻井系统1。用较低静态泥浆密度取代RDD 11下方的井眼4和套管的第一部分12的现有泥浆，之后，通过用泥浆泵18a顺着钻杆3抽送较低静态泥浆密度12a来继续钻井。继续进行较低静态泥浆密度12a的循环，以填充套管的第一部分12、井眼4和壳体25，直到它到达控制压力装置和/或气体操纵装置27，从而从在SSBOP 7下方延伸的井眼部分4和套管的第一部分12内的容积完全移走旧静态泥浆密度。
如以下更详细说明的，套管的第一部分12包含退出钻杆3的钻井泥浆，并且该泥浆在正常钻井过程期间经由表面通过套管的第一部分12重新进行循环。套管的第二部分13存储一定量的压井泥浆13a。这在正常钻井状况下是不使用的，但准备在井涌倾向下被调配进入套管的第一部分12中。压井泥浆13a具有较高密度，使得它将施加与RDD 11下方的套管的第一部分12的环面上的井的当量循环密度相等的压力。如本领域中已知的，通过在泥浆中引入添加剂，可改变将被用作压井泥浆或者用于钻井的泥浆的密度。例如，不带添加剂的用于钻井系统的原始或基础流体具有特定密度/比重。通过增大该流体中的固体含量，可增大其密度。另选地，通过稀释或减少钻井流体中的固体含量，减小其密度。这两种状况可通过混合过程进行改变，混合过程发生在表面处，在泥浆贮存器和存储系统(未示出)中。这使操作人员能够改变泥浆的密度，以例如匹配压井泥浆13a密度或较低静态泥浆密度12a。
然后，用套管升压泥浆泵43移走套管的第二部分13中的旧静态泥浆比重，套管升压泥浆泵43将计算出的压井泥浆13a通过经改装套管升压管路44抽送进入套管的第二部分13的环面中，同时允许旧静态泥浆密度通过设置在RDD 11上方的经改装套管升压管路44上的出口流出套管的第二部分13。一旦套管的整个第二部分13包含压井泥浆13a，可通过与套管的第二部分13中的侧出口连接的套管升压泥浆泵43连续地或间歇地循环压井泥浆13a。压井泥浆13a因此被包含在循环回路中，该循环回路从RDD 11上方的套管的第二部分13流动通过分流器系统21的出口。壳体37连接到位于表面处的控制压力装置和/或套管操纵系统27的歧管上的单独入口。压井泥浆13a接着通向表面上的泥浆贮存器，之后被套管升压泥浆泵43向下抽送回到套管的第二部分13中。压井泥浆13a循环回路因此独立于钻井循环回路。压井泥浆13a循环回路有助于保持一致的泥浆性质并且防止压井泥浆13a中存在的固体停留在RDD 11的密封机构的顶部部分上。
然后，重新开始使用如上准备的钻井系统1的正常钻井。继续进行钻井，较低静态泥浆密度被顺着钻杆3抽送并且循环回到控制压力钻井装置和/或套管气体操纵系统11，然后从如上所述的表面开始重新循环。
随着钻井的进行，地层46可被穿透。可采用用于控制压力钻井操作的已知井控制方法，例如，通过控制压力钻井装置27处的闸门的动作，施加或不施加表面施加背压。施加背压将取决于保持恒定BHP所需的特定状况。当需要新钻杆部分时，连续循环歧管和泥浆泵18可与控制压力钻井装置27处的表面施加背压相结合地实现，以保持恒定BHP，如(例如)GB2469119中描述的。
通过一直监测例如在表面处的流体压力计53处的泥浆压力，可检测到不期望的地层井侵已进入套管5。本发明的方法接着涉及截断或关闭钻井系统1的以下组件，以保持系统抵抗与井侵关联的压力尖峰。套管升压泥浆泵43被关断并且QCA 17被关闭以密封套管5的顶部。类似地，将套管的第二部分13连接到套管流量滑阀系统15的壳体37被关闭。泥浆泵18a被关断并且控制压力装置27的歧管被关闭。这样将当前表面施加背压困于套管的第一部分12内的泥浆。在这个示例中，背压是100psi。实现SSBOP 7的关闭步骤并且这会花费高达2分钟。在GB1204310.5和US13/443332中公开了更快关SSPBOP。在这个时段期间，打开阀门35，以允许压井泥浆13a流动通过流送管路31，使得RDD上方的套管的第二部分13中的压井泥浆13a立即向RDD 11下方的套管的第一部分12中的较低静态泥浆密度12a施加压力。该压力与井的ECD值(500psi)相等并且减少由较低静态泥浆密度12a造成的任何损害，当循环停止时，较低静态泥浆密度12a由于ECD效果而在循环期间没有增大其值。压力被即刻施加并且增大BHP，以防止进一步来自地层46的井侵。
有两个力作用于RDD 11所处地点。它们是向下作用于RDD 11的压井泥浆比重13a的静水压力以及同时向上作用于RDD 11的位于套管的第一部分12的侧出口23上方的流送管路25中的较低静态泥浆密度12a的静水压力和所施加的背压。换句话讲，套管的第一部分12内的较低静态泥浆密度13a接触RDD 11的底表面，并且由于较低静态泥浆密度13a处于因所施加的背压和侧出口23上方的泥浆比重造成的某个压力下，因此它将对应的力施加到RDD 11上。因此，施加到井眼的净压力将是作用于RDD 11的这两个力之差(即，差异)：
1.施加于RDD的净压力＝RDD处的压井泥浆的静水压力-套管的第一部分12中的泥浆所施加的压力。
2.套管的第一部分12中的泥浆所施加的压力＝流送管路25中的较低静态泥浆比重的静水压力+所施加的背压＝(9.3ppg×0.052×1,500英尺)+100psi＝825psi。
这如下地提供RDD处施加的净压力：
3.施加于RDD的净压力＝(15.7ppg×0.052×1500)-852psi＝400psi。
可见，压井泥浆13a因此施加将原始ECD压力带到井的静水压力。井上400psi的净作用因此将井中的状况返回到将不从地层46出现另外的井侵的平衡或略微过平衡状态。将在表面处在流体压力计53和控制压力钻井装置和/或套管5上的任何其它压力读取装置上观察400psi值。应该理解，必须关闭控制压力钻井装置27的歧管，以确保比较低静态泥浆比重12a重的压井泥浆不形成u形管效应。这将套管的第二部分13中的压井泥浆13a向着套管的第一部分12迁移，因为它具有较高的密度并且向下施加净力。结果，RDD 11上方的压井泥浆13a的高度随着套管的第一部分12内的较低静态泥浆密度上施加的压力的对应损失而关联地减小。由于两个泥浆比重的密度差异，还将存在这两个泥浆比重的小混合，即使是井被关闭时。
一旦SSBOP 7关闭，套管5就被与其下方的井眼4有效地隔离。随后，关闭阀门35以关闭管道31并且使用井控制程序去除由于井侵而引入套管的第一部分12中的泥浆的气体。这涉及用套管升压泥浆泵43将泥浆循环通过套管的第一部分12上的底部入口、向上通过流送管路25、到达位于表面处的控制压力装置和/或套管气体操纵系统27和脱气系统39。QCA 17将保持关闭并且用作RDD 11的关联屏障以在井控制程序期间密封套管5。QCA 17为本发明提供额外的安全措施，因为它可快速密封套管5，由此隔离套管5内的环形空间。因此，可抑制并且控制来自地层的气体的任何井侵。如果出于任何原因，RDD 11密封失效，则QCA 17还用作应急密封。然而，应该理解，本发明不需要使用QCA 17。
RDD 11通过提供密封点而允许压井泥浆13a的贮存和较低静态泥浆密度12a的泥浆的循环。因此，它允许钻井系统1在两个不同的泥浆比重的情况下工作，其中，如果出现井侵，可调配压井泥浆作为应急措施。这种应急措施允许现有技术教导的静态泥浆比重/密度在本发明的方法中安全地减小达在整个井眼几何形状上存在的总当量循环密度(ECD)的值。这在如下的井中是重要的：在井眼中的循环/钻井时段期间，井的ECD可增大地层断裂压力上方的BHP。随着水深增大，这个风险增大，因为从海床到表面上方的套管的延长长度施加到地层上的额外ECD和静水压力都对应地更高。在循环/钻井期间ECD还可导致BHP略微或大大高于静态状况下(即，不钻井/循环)。这个效果的意义没有在现有技术中识别到，但在本发明中并且通过本发明考虑到。
重要的是，本发明允许使用较低静态泥浆密度，通过将其初始静态泥浆密度抵消达与整个井眼长度上存在的ECD值相等的量来计算较低静态泥浆密度。较低静态泥浆密度接着在钻井/连接期间在井眼中产生净零ECD效应。这样的一个优点是，可使用较低泥浆比重密度，从而节省混合较高密度泥浆所需的劳力和时间并且节省为增大泥浆密度而添加材料的成本。类似地，相比于较重泥浆比重，在钻井/循环较低泥浆密度期间，节省了成本和运行动力，所以泵(例如)的磨损减少。保持在贮存器中的较高密度压井泥浆提供了安全应急措施，从而导致在深水环境中进行更安全和更有效的钻井操作，这些深水环境具有窄钻井余量和/或低于正常的地层破裂压力。因此，不同于现有技术的系统和操作，本发明减小了BHP超过破裂应力的风险。然而，通过这种方法未消除ECD，因为它将在任何钻井操作中的循环/钻井期间一直存在，这是因为在井眼中一直存在摩擦损失。本发明的方法的方面涉及改变钻井泥浆的密度以抵消这个ECD值。因此，在较低静态泥浆比重下循环/钻井期间仍然存在ECD，但BHP上的整体效果减少达初始ECD值。
本发明的方法使用压井泥浆比重结合从控制压力装置和/或套管气体操纵系统27施加的表面背压来向井眼提供直接压力响应，以在钻井/连接期间控制诸如进入套管5的气体的任何井侵。使用施加的表面背压防止在SSBOP 7经历其关闭步骤的同时套管5中的不受控制气体迁移和任何其它来自地层的井侵。
本发明的第一实施方式的变形形式没有QCA并且分流器系统和伸缩接头没有暴露于套管中的压力。
随着钻井的进行，另外的管部分不得不连接到现有钻杆3，以钻得更深。传统上，这涉及脱离驱动钻杆的顶部驱动件，从而完全关闭所有流体循环，以能够连接到现有钻杆。在这种连接操作期间，BHP减小达可导致诸如井侵的事件的大数量，并且钻粉掉出。此外，对于较深的井，当在连接或其它非循环事件期间存在静态状况时，由于高底部孔温度导致钻井流体性质的大变化(在循环/钻井期间并不是问题)变成问题。
申请人研发出可结合本发明使用的许多装置。在GB1204310.5和US13/443332中描述了适用的QCA装置。然而，还可使用传统的环形防喷装置。
QCA装置的原理类似于本文中描述的传统环形防喷器，但它的操作是特有的，因为它需要较少的动力流体量来驱动打开/关闭密封元件的活塞组件。
这导致快关时间，从而允许井眼/套管被快速——2秒或更短(当管子/钻杆在内孔上时)和5秒或更短(用于封锁敞口孔(即，其内孔上没有管子))——封锁并且隔离。由于必须被施压以驱动活塞组件的动力流体的体积大，导致标准钻井环形防喷器元件将花费高达30秒来关闭，并且根据钻井机工作人员的效率和速度，关闭过程可花费高达2分钟。在没有QCA(被申请人的共同待决申请所涵盖)的情况下，存在可允许地层连续井侵直至SSBOP被关闭的广泛时段，从而增加了当较大井侵体积到达表面时管理和控制较大井侵体积中涉及的风险。
因此，在套管构造中包括QCA将同时增强套管完整性和井控制，因为QCA的活塞隔离压力限制组件—钻机的伸缩接头(位于套管顶部)。返回流经由流量滑阀和位于流量滑阀正下方的流送管路流向表面。根据其位置，它将RDD与下方的井隔离，以改变密封元件组件。
QCA因此允许在消除对上方的伸缩接头的压力限制的同时将压力施加到QCA密封点下方的井眼，可需要用QCA密封点来控制套管中的气体。因此，这样使得QCA是任何海底套管构造的最佳安全措辞并且是用于本发明的重要(但不一定必要)设备。在以上阐述的申请人的共同待决的英国和美国专利申请中，详细描述了QCA、其结构设计和工作理念。为了避免质疑，根据设置在套管系统中的RDD，本发明的某些构造可不需要QCA。
套管气体操纵(RGH)系统是申请人设计的另一个套管气体操纵和压力控制系统。其主要组件是流量滑阀、如本文描述的快关环面(QCA)、利用被称为压力控制阀(PCV)的快速响应闸门阀的气体操纵歧管、以及用于将钻井流体脱气的泥浆气体分离器(MGS)。相比于传统MPD表面系统，RGH系统的特有之处在于，它允许用控制歧管和MGS在表面安全地控制由套管中的气体井侵膨胀导致的较高容量气体和液体涌动速率。所有这些是本领域中熟知的，因此完整的RGH系统提供了封锁套管顶部和安全地从套管系统去除气体并且将钻井流体脱气以重新注入井中的能力。RGH不是MPD系统，并且只用于当在套管中存在井侵时去除井侵—因此它平行于现有MPD表面系统延伸。RGH的高的气体和流体速率能力增强了井控制的水平并且增加了海底套管的完整性。
在GB1206405.1中详细描述了RGH、其设计和工作理念。
尽管RGH是可选的，但RGH将增加本发明的方法的安全级别。至少，本发明的方法需要MPD表面控制系统以实现该方法有效且安全的操作。因此，本发明的方法将整合本文中描述的MPD表面控制系统和/或套管气体操纵系统来控制和管理来自套管和井眼的返回流。
接下来，参见图2，钻井系统101的与本发明的第一实施方式的钻井系统的组件相同的组件具有加上100的相同参考标号。这个钻井系统101被构造成用作单个泥浆比重系统，与第一实施方式的双重泥浆比重系统1形成对照。钻井系统101包括位于分流器系统121和套管流量滑阀系统115之间的另一个套管钻井装置(RDD)154。QCA 117位于RDD 154下方，但可位于沿着套管105的任何地方，包括在RDD 111下方，或者可根本不需要QCA 117。
RDD 154保持密封，使得RDD 154上方的套管105中的流体没有与RDD 154下方的套管105中包含的流体连通。在这个实施方式中，RDD 154具有单个密封元件，但可设置有不止一个密封元件，并且如果RDD 154出于任何原因而失效，QCA 117形成应急密封。RDD 111起到与第一实施方式的RDD 11相同的功能，因为它保持套管的第一部分112和套管的第二部分113的环形空间的隔离并且防止RDD 111上方的套管的第二部分中包含的泥浆对套管的第一部分112中包含的泥浆施加压力。在这个示例中，RDD 111包括如果一个元件失效的情况下作为应急措施的双重密封元件。所述元件可相互独立地工作，即，这两个元件都可提供钻杆103上的密封。另选地，顶部密封元件可提供钻井期间需要的压力密封和隔离，同时在顶部密封元件泄漏或失效的情况下底部密封元件设置为应急措施。
现在，将描述钻井系统101的操作。在钻井操作期间，RDD 154通常是闭合的。RDD 154提供的密封允许包含压井泥浆113a的套管的第二部分113有气密性。然而，作为如第一实施方式中一样具有比较低静态泥浆比重112a的钻井泥浆较高/不同密度的压井泥浆113a的替代，这个实施方式贮存用于钻井的较低静态泥浆密度112a形式的但保持在等于井ECD的压力的压井泥浆113a。
在地层对断裂敏感的情形下，较低静态泥浆密度112a是以与第一实施方式相同的方式进行计算，因此具有密度9.3ppg。然而，在第二实施方式中使用的是单个泥浆比重，所以压井泥浆113a具有与较低静态泥浆密度112a相同的密度。差别在于，通过将较低静态泥浆密度注入套管的第二部分113中的套管升压泥浆泵143，对套管113的第二部分进行施压。当用RDD 154密封套管的第二部分113的顶部并且用RDD111密封套管的第二部分113的底部时，压井泥浆113a的压力将增大。流体压力计155测量套管的第二部分113中的泥浆113a的压力。气密性将一直继续，直至流体压力计155上的压力读数达到ECD压力，在这个示例中，ECD压力是500psi。压井泥浆113a接着被存储于500psi的压力下，以根据需要准备被调配。除了这个步骤外，钻井系统101根据结合第一实施方式描述的相同方法来准备。
用于使用利用单个泥浆密度的钻井系统101处理井侵的步骤与使用双重泥浆比重的钻井系统1的那些相同。因此，当打开阀门135时，对套管的第一部分112中包含的泥浆施加相同的净压力。假设初始状况与第一实施方式的示例中提供的初始状况相同，如下地进行计算。
由于压井泥浆和钻井泥浆的泥浆密度是相同的，因此与流送管路125中的泥浆液柱没有压力差。套管的第一部分112中的泥浆施加的压力因此等于控制压力装置127施加的背压，该背压是100psi。
通过下式提供RDD 111处施加的净压力：
RDD 111处的压力＝套管的第二部分113中的泥浆压力-套管的第一部分112中的泥浆压力
               ＝ECD-背压
               ＝500-100
               ＝400psi。
单泥浆密度钻井系统的优点在于，一旦出现压井泥浆的调配，不同泥浆比重下套管的第一部分112没有受污染。不同泥浆比重之间的污染将需要停止钻井操作，直至套管的第一部分112中的泥浆返回均匀状态，即，具有较低静态泥浆比重的单个流体。此外，如果RDD 111失效，则也将避免污染。作为这个实施方式的方法的部分，仍然必须关闭控制压力装置127的歧管。这是因为，尽管因为泥浆比重相同所以将没有u形管效应，但歧管具有压力控制值，该压力控制值将尝试漏泄因压井泥浆的调配造成的400psi的压力增大，因为这个值一般被编程以保持恒定表面压力。因此，这个方法在调配压井泥浆之前锁封了系统中存在的压力。
在本领域中已知的是，使用用于连接到套管底部的套管升压泥浆泵和套管升压流送管路144并且使用它们促进泥浆在套管的整个长度(即，从套管的底部直到表面)内的循环。然而，使用套管升压泥浆泵和套管升压流送管路对套管的部分施压以形成承压压井泥浆的液柱以供调配是本发明的新且重要的方面。
参照图3，钻井系统201的与本发明的第二实施方式的钻井系统的组件相同的组件具有加上100的相同参考标号(意味着数字以“2”开始)。钻井系统201和钻井系统101之间的差异是QCA(或类似关闭)装置的位置和将套管的第一部分212和套管的第二部分213的环形空间隔开的RDD 256的设计。在这个实施方式中，RDD 256具有单个密封元件，与具有两个密封元件的第一实施方式和第二实施方式的RDD 11和RDD 111形成对照。QCA 259位于在RDD 256下方延伸的套管的第一部分212中的RDD 256正下方。钻井系统201仍然是单个泥浆密度系统并且与本发明的第二实施方式同样地进行操作(倘若有井侵)。QCA 259因此是应急装置，如果RDD 256的密封元件失效或者在套管5中出现井侵，该应急装置可快速地密封套管5。然而，因为QCA 259没有被设计成耐受钻杆旋转期间形成的力，QCA 259不应用于钻井。
以与第二实施方式的方式相同的方式执行所有计算，并且压井泥浆调配过程也是同样的。
本发明的第二实施方式和第三实施方式具有优于和超过使用较低静态泥浆密度的单个泥浆比重的其它优点，因为使用单个泥浆密度的钻井系统相比于双重泥浆比重系统而言进行操作的复杂度减小。
可通过将现有离岸套管构造修改成包括套管钻井装置来执行本发明方法的实施方式。可选地，还可在现有离岸套管构造中添加快关环形防喷器(QCA)和套管流量滑阀系统。应该理解，根据采用的实施方式，QCA可被安装在(但不限于)密封套管的第一部分和第二部分的海底RDD上方或下方的位置，或者可根本不使用QCA。如果不使用QCA，则海底RDD必须具有两个密封元件。
本发明因此允许通过在任何套管中使用单个或双重泥浆比重构造来控制BHP，对构造的选择是取决于在钻井/连接时在套管内采用的RDD构造。本发明的方法的实施方式可与用于钻井/连接操作的基于已知泥浆的系统一起使用。
当在本说明书和权利要求书中使用时，术语“包括”及其变形形式意味着包括指定的特征、步骤或整数。这些术语将不被解释为排除了其它特征、步骤或组件的存在。
酌情用其特定形式或依据执行所公开功能的方式或用于获得所公开结果的方法或过程的形式表达的、以上的说明书或以下的权利要求书或附图中公开的特征可单独地或者以这些特征的任何组合用于以多种形式实现本发明。

Claims (46)

1.一种使用钻杆钻出地下井眼的方法，该方法包括以下步骤：
基于所述井眼的一部分中的钻井流体的当量循环密度，估计或确定所述钻井流体的减小的静态密度；
提供基本上具有该减小的静态密度的钻井流体；
将具有所述减小的静态密度的所述钻井流体引入所述井眼中；以及
经由返回管路从所述井眼去除所述钻井流体。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，所述钻井流体经由所述钻杆被引入所述井眼中。
3.根据权利要求1或2所述的方法，所述方法包括使用管状套管以形成围绕所述钻杆的大体环形空间，使得所述钻井流体经过所述环形空间到达所述返回管路。
4.根据权利要求3所述的方法，所述方法包括使用密封装置密封所述环形空间以形成在所述密封装置下方且具有第一环形空间的管状套管的第一部分和在所述密封装置上方且具有第二环形空间的管状套管的第二部分，使得在所述第一环形空间和所述第二环形空间之间形成流体基本不能渗透的密封。
5.根据权利要求4所述的方法，所述方法包括：使所述钻井流体经过所述第一环形空间；以及经由所述返回管路从所述第一环形空间去除所述钻井流体。
6.根据权利要求4或5所述的方法，所述方法包括提供在所述第一环形空间和所述第二环形空间之间的流体连通装置和用于打开和关闭所述流体连通装置的装置。
7.根据权利要求6所述的方法，所述方法包括在所述第二环形空间中贮存压井流体。
8.根据权利要求7所述的方法，所述方法包括倘若在所述井眼中出现井涌、井侵或井喷就打开所述流体连通装置。
9.根据权利要求7或8所述的方法，其中，所述压井流体的密度大于具有所述减小的静态密度的所述钻井流体的密度。
10.根据权利要求9所述的方法，其中，所述压井流体的所述密度是基于在确定所述钻井流体的所述减小的静态密度时使用的所述当量循环密度确定的。
11.根据权利要求7或8所述的方法，其中，所述压井流体的密度基本上等于具有所述减小的静态密度的钻井流体的密度，其中，所述压井流体被施压，以当打开所述流体连通装置时，对所述钻井流体施加与由所述井眼处的所述当量循环密度产生的压力相等的压力。
12.根据权利要求11所述的方法，其中，至少部分使用套管升压泵对所述压井流体施压。
13.根据权利要求4至13中任一项所述的方法，其中，所述管状套管的所述第一部分设置有位于所述密封装置下方的出口，并且将所述出口连接到所述返回管路以将所述钻井流体返回到井眼表面处的控制压力钻井系统或套管气体操纵系统，以形成第一闭环。
14.根据权利要求7至13中任一项所述的方法，所述方法包括将所述压井流体在所述管状套管的所述第二部分中以第二闭环循环。
15.根据权利要求14所述的方法，其中，所述管状套管的所述第二部分设置有位于所述密封装置下方的出口，并且将所述出口连接到流体管路，所述流体管路用于将所述压井流体返回到井眼表面处的控制压力钻井系统或套管气体操纵系统。
16.根据权利要求13至15中任一项所述的方法，所述方法包括使用流量滑阀，所述流量滑阀用于将所述管状套管的所述第一部分上的所述出口和所述管状套管的所述第二部分上的所述出口连接到所述控制压力钻井系统或所述套管气体操纵系统。
17.根据权利要求3至16中任一项所述的方法，其中，所述密封装置安装在所述井眼的顶部附近的管状套管中。
18.根据权利要求3至17中任一项所述的方法，所述方法包括将防喷器安装在所述管状套管的顶部附近且在所述密封装置上方。
19.根据权利要求3至17中任一项所述的方法，所述方法包括使用第二密封装置密封所述管状套管的所述第二部分中的所述第二环形空间，使得所述第二环形空间具有由所述第二密封装置和所述密封装置分别密封的顶部部分和底部部分。
20.根据权利要求19所述的方法，所述方法包括将防喷器安装在所述密封装置下方且与所述密封装置相邻。
21.根据权利要求3至20中任一项所述的方法，其中，所述密封装置位于管状套管之间的伸缩接头下方，使得由所述第一环形空间中的所述钻井流体施加的压力不传递到所述伸缩接头。
22.一种使用钻杆钻出地下井眼的方法，该方法包括以下步骤：
估计或确定用于注入所述井眼中的钻井流体的优选静态密度，使得因所述钻井流体的注入而造成的钻井流体密度的增大在与所述井眼的地层孔隙压力和/或地层断裂应力关联的控制参数内；
提供基本上具有该优选静态密度的钻井流体；
将所述钻井流体注入所述井眼中；以及
经由返回管路从所述井眼去除所述钻井流体。
23.根据权利要求22所述的方法，所述方法具有权利要求1至21所述的特征中的一个或多个特征。
24.一种用于使用钻杆钻出地下井眼的设备，该设备包括：套管，所述钻杆至少部分被容纳在该套管中，所述套管限定围绕所述钻杆的大体环形空间；密封装置，该密封装置布置在所述套管内并且形成第一套管腔室和第二套管腔室，所述第二套管腔室与套管升压泵流体连通，使得贮存在所述第二套管腔室中的压井泥浆能够被保持在比所述第一套管腔室中的钻井流体的压力更大的压力下。
25.根据权利要求24所述的设备，其中，所述第一套管腔室和所述第二套管腔室分别是下腔室和上腔室。
26.根据权利要求24或权利要求25所述的设备，所述设备还包括权利要求1至23所述的特征中的一个或多个特征。
27.一种钻井系统，该钻井系统包括：钻杆；套管，所述钻杆至少部分被容纳在所述套管中，所述套管限定围绕所述钻杆的大体环形空间；密封装置，该密封装置布置在所述套管内并且形成在所述密封装置下方围绕所述钻杆的第一套管腔室和在所述密封装置上方围绕所述钻杆的第二套管腔室；钻井流体源，该钻井流体源能够操作成将钻井流体注入所述第一套管腔室；压井流体源，该压井流体源能够操作成将压井流体注入所述第二套管腔室；流送管路，该流送管路在所述第一套管腔室和所述第二套管腔室之间延伸；以及阀门，该阀门能在打开位置和关闭位置之间移动，在所述打开位置，允许流体沿着所述流送管路流动，在所述关闭位置，基本上防止流体沿着所述流送管路流动。
28.根据权利要求27所述的钻井系统，所述钻井系统还设置有套管升压泵，所述套管升压泵与所述第二套管腔室连通并且能够操作成将所述第二套管腔室中贮存的压井泥浆保持在比所述第一套管腔室中的所述钻井流体的压力更大的压力下。
29.根据权利要求27或28所述的钻井系统，其中，所述压井流体的密度大于所述钻井流体的密度。
30.根据权利要求29所述的钻井系统，其中，所述压井流体的密度与所述钻井流体的密度近似或相同。
31.根据权利要求27至30中任一项所述的钻井系统，其中，所述第一套管腔室设置有位于所述密封装置下方的出口，并且将所述出口连接到返回管路以将所述钻井流体返回到井眼表面处的控制压力钻井系统或套管气体操纵系统。
32.根据权利要求27至31中任一项所述的钻井系统，其中，所述第二套管腔室设置有位于所述密封装置上方的出口，并且所述出口将所述第二套管腔室连接到流体管路，所述流体管路用于将所述压井流体返回到井眼表面处的控制压力钻井系统或套管气体操纵系统。
33.根据权利要求27至32中任一项所述的钻井系统，其中，所述密封装置被安装在井眼的顶部附近的管状套管中。
34.根据权利要求27至33中任一项所述的钻井系统，所述钻井系统还包括防喷器，所述防喷器被安装在所述管状套管的顶部附近且在所述密封装置上方。
35.根据权利要求27至34中任一项所述的钻井系统，所述钻井系统包括第二密封装置，所述第二密封装置被安装在所述密封装置上方的所述套管中以密封所述第二套管腔室，使得所述第二套管腔室具有分别由所述第二密封装置和所述密封装置密封的顶部部分和底部部分。
36.根据权利要求35所述的钻井系统，所述钻井系统还包括防喷器，所述防喷器被安装在所述密封装置下方且与所述密封装置相邻。
37.根据权利要求27至36中任一项所述的钻井系统，其中，所述密封装置位于管状套管之间的伸缩接头下方，使得由所述第二环形空间中的所述钻井流体施加的压力不传递到所述伸缩接头。
38.一种使用根据权利要求27至37中任一项所述的钻井系统钻出井眼的方法，所述方法包括在所述流送管路中的所述阀门处于关闭位置时，将钻井流体经由所述钻杆抽送到所述第一套管腔室中。
39.根据权利要求38所述的钻出井眼的方法，所述方法还包括在将来自所述第二套管腔室的压井流体从所述第二套管腔室中的出口去除的同时，将压井流体抽送到所述第二套管腔室中。
40.根据权利要求38或39所述的钻出井眼的方法，其中，所述方法还包括以下步骤：操作泵，以将所述第二套管腔室中的所述压井流体保持在比所述第一套管腔室中的所述钻井流体更大的压力下。
41.根据权利要求39所述的钻出井眼的方法，所述方法还包括监测所述井眼的底部处的流体压力，并且如果检测到井侵、井涌或井喷，则打开所述流送管路中的所述阀门。
42.根据权利要求41所述的钻出井眼的方法，其中，所述方法还包括以下步骤：在打开所述流送管路中的所述阀门之前，关闭安装在所述管状套管的顶部附近且在所述密封装置上方的防喷器。
43.根据权利要求41或42所述的钻出井眼的方法，其中，所述第一套管腔室设置有位于所述密封装置下方并且连接到流体返回管路的出口，所述方法还包括以下步骤：在打开所述流送管路中的所述阀门之前关闭所述流体返回管路中的返回阀门以防止流体沿着所述流体返回管路流动。
44.一种大体如以上参照附图描述的钻出地下井眼的方法。
45.一种大体如以上参照附图描述的钻出地下井眼的设备。
46.如本文中描述的和/或如附图中示出的任何新颖特征或特征的新颖组合。
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