EA014321B1 - Способ и устройство для управления буровым раствором переменной плотности - Google Patents
Способ и устройство для управления буровым раствором переменной плотности Download PDFInfo
- Publication number
- EA014321B1 EA014321B1 EA200870323A EA200870323A EA014321B1 EA 014321 B1 EA014321 B1 EA 014321B1 EA 200870323 A EA200870323 A EA 200870323A EA 200870323 A EA200870323 A EA 200870323A EA 014321 B1 EA014321 B1 EA 014321B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- drilling fluid
- compressible particles
- wellbore
- density
- drilling
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 436
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 88
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 425
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 363
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 90
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 64
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims description 60
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 33
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 23
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 23
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 18
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 18
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 13
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 9
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 8
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 21
- 238000004891 communication Methods 0.000 abstract description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 23
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 23
- 230000008569 process Effects 0.000 description 15
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 11
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 10
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 10
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 8
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 7
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 7
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 7
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 7
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 7
- 239000011257 shell material Substances 0.000 description 7
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 4
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910001092 metal group alloy Inorganic materials 0.000 description 4
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 4
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- -1 oil and gas Chemical class 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/002—Down-hole drilling fluid separation systems
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/062—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by mixing components
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/063—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by separating components
- E21B21/065—Separating solids from drilling fluids
- E21B21/066—Separating solids from drilling fluids with further treatment of the solids, e.g. for disposal
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/906—Solid inorganic additive in defined physical form
Abstract
Описаны способ и система для бурения ствола скважины. Система включает ствол скважины с буровым раствором переменной плотности, бурильную трубу, оборудование низа бурильной колонны, расположенное в стволе скважины, и установку для обработки бурового раствора в жидкостной связи со стволом скважины. Буровой раствор переменной плотности содержит сжимаемые частицы и буровую жидкость. Оборудование низа бурильной колонны соединено с бурильной трубой, а установка для обработки бурового раствора обеспечивает отделение сжимаемых частиц от бурового раствора переменной плотности. Сжимаемые частицы в данном варианте осуществления могут включать сжимаемые полые объекты, заполненные сжатым газом, поддерживающие плотность бурового раствора между градиентом давления гидроразрыва и градиентом порового давления. Кроме того, указанные система и способ могут также управлять использованием сжимаемых частиц, имеющих различные характеристики, такие как размер, в ходе буровых работ.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение в целом относится к устройству и способу, применяемым в стволах скважин и связанным с буровыми операциями, направленными на добычу углеводородов. Более конкретно, настоящее изобретение относится к устройству и способу управления сжимаемыми частицами в буровом растворе переменной плотности в стволе скважины.
Предшествующий уровень техники
Данный раздел предназначен для ознакомления с различными аспектами уровня техники, которые могут быть связаны с примерами осуществления настоящего изобретения. Как предполагается, указанное обсуждение способствует обеспечению структурной основы, облегчающей более глубокое понимание конкретных аспектов настоящего изобретения. Таким образом, следует понимать, что настоящий раздел должен быть прочитан в данном свете, а не в качестве допущений предыдущего уровня техники.
Добыча углеводородов, таких как нефть и газ, осуществлялась в течение многих лет. С целью добычи указанных углеводородов ствол скважины обычно бурят в интервалах с различными обсадными трубами, устанавливаемыми вплоть до подземного пласта. Обсадные трубы устанавливают в ствол скважины для предотвращения обвала стенок ствола скважины и нежелательной утечки бурового раствора в пласт и/или предотвращения притока пластовой текучей среды в ствол скважины. Так как обсадные трубы для более низких интервалов проходят через уже установленные обсадные трубы, обсадные трубы вставляются одна в другую, в результате чего их диаметр уменьшается в каждом из последующих интервалов ствола скважины. Таким образом, обычно обсадные трубы в более низких интервалах имеют меньшие диаметры, чтобы точно соответствовать внутреннему диаметру предварительно установленных обсадных труб. В качестве альтернативы внутри ствола скважины могут использоваться расширяемые обсадные трубы. Однако расширяемые обсадные трубы обычно дороже и увеличивают стоимость скважины.
Процесс установки обсадных труб включает спуск обсадной трубы и герметизацию обсадной трубы, что является трудоемкой и дорогостоящей операцией. Так как обсадные трубы вставляются одна в другую, первые обсадные трубы должны быть достаточно большими, чтобы обеспечить ствол скважины такого диаметра, при котором можно использовать инструменты и другие устройства. Так как подземные пласты располагаются на больших глубинах, диаметр первых обсадных труб должен быть относительно большой, чтобы обеспечить конечный диаметр ствола скважины, который позволяет осуществлять добычу углеводородов. Большой диаметр стволов скважин увеличивает стоимость буровых работ, так как увеличенный диаметр скважины приводит к повышению количества бурового шлама, увеличению диаметра обсадных труб и их стоимости, а также увеличению объема цемента и бурового раствора, используемого в стволе скважины.
Таким образом, для уменьшения диаметра обсадных труб, установленных внутри ствола скважины, используются различные способы. Например, некоторые способы описывают модификацию бурового раствора, чтобы устанавливать меньше различных обсадных труб внутри ствола скважины. Буровой раствор используется для удаления шлама и обеспечения гидростатического давления в подземном пласте, чтобы обеспечивать буровые работы в скважине. Вес или плотность бурового раствора в ходе буровых работ обычно поддерживаются между градиентом порового давления (ГПД) и градиентом давления гидроразрыва (ГДГ). Однако ГПД и ГДГ часто изменяются вместе с фактической вертикальной глубиной (ФВГ) скважины, что вызывает трудности при сохранении веса или плотности бурового раствора. Если плотность бурового раствора ниже ГПД, в скважине может произойти выброс. Выброс заключается в притоке пластового флюида в ствол скважины, который необходимо контролировать, чтобы возобновить буровые работы. Кроме того, если плотность бурового раствора выше ГДГ, буровой раствор может протечь в пласт. Утечка может привести к поглощению бурового раствора пластом или большим объемам потерь бурового раствора, который необходимо заменить, чтобы возобновить буровые работы. Таким образом, плотность бурового раствора должна поддерживаться в пределах ГПД и ГДГ для продолжения буровых работ, в которых используются обсадные трубы одинакового размера.
Таким образом, в буровых работах можно применять буровой раствор переменной плотности, чтобы поддерживать плотность бурового раствора в пределах ГПД и ГДГ в стволе скважины (см. международную заявку XVО 2006/007347), для уменьшения количества промежуточных обсадных труб, используемых внутри скважины, буровой раствор переменной плотности может включать различные сжимаемые частицы, чтобы обеспечить буровой раствор, который работает в пределах ГПД и ГДГ. Поскольку буровые работы могут быть непрерывными, сжимаемые частицы должны прокачиваться в стволе скважины один или несколько раз. В связи с этим существует потребность в способе и устройстве для управления сжимаемыми частицами, которые применяются в буровом растворе переменной плотности.
Другие сведения по данной теме могут быть найдены, по меньшей мере, в патентах США № 3174561, 3231030, 4099583, 4192392, 5881826, 5910467, 6156708, 6415877, 6422326, 6497289, 6530437, 6588501, 6739408, 6953097, заявках на патент США № 2004/0089591, 2005/0023038, 2005/0113262, 2005/0161262, а также публикации международной заявки νθ 2006/007347.
- 1 014321
Сущность изобретения
В одном варианте осуществления создана система для бурения ствола скважины. Система включает ствол скважины с буровым раствором переменной плотности, бурильную трубу, оборудование низа бурильной колонны, расположенное в стволе скважины, а также установку для обработки бурового раствора, находящуюся в жидкостной связи со стволом скважины. Буровой раствор переменной плотности включает сжимаемые частицы и буровую жидкость. Оборудование низа бурильной колонны соединено с бурильной трубой, а установка для обработки бурового раствора отделяет сжимаемые частицы от бурового раствора переменной плотности. Сжимаемые частицы в данном варианте осуществления могут включать сжимаемые полые объекты, заполненные сжатым газом и предназначенные для поддерживания плотности бурового раствора между градиентом давления гидроразрыва и градиентом порового давления.
Система может также включать различные модификации установки для обработки бурового раствора. Например, в качестве первого варианта осуществления установка для обработки бурового раствора может включать вибросито буровой установки, которое принимает буровой раствор переменной плотности и шлам из ствола скважины и отводит материал, имеющий равный или больший размер, чем размер сжимаемых частиц, в поток вибросита; шламовое вибросито, соединенное с виброситом буровой установки и отводящее материал, имеющий равный или меньший размер, чем размер сжимаемых частиц из потока вибросита в шламовый поток; гидроциклон, соединенный со шламовым виброситом, который принимает материал из шламового потока и разделяет материал из шламового потока по его плотности, а также подает материал, имеющий такую же плотность, как у сжимаемых частиц, в поток гидроциклона; и дополнительное вибросито, соединенное с гидроциклоном и предназначенное для получения материала из потока гидроциклона и удаления сжимаемых частиц из потока гидроциклона. В качестве альтернативы материал, более крупный, чем сжимаемые частицы, может удаляться виброситом буровой установки, а материал такой же крупности или более мелкий, чем сжимаемые частицы, может отводиться в поток вибросита. Затем при последующем разделении материал такого же размера или более крупный, чем сжимаемые частицы, отводится в шламовый поток, питающий гидроциклоны.
В качестве второго варианта осуществления установка для обработки бурового раствора может включать вибросито буровой установки, которое принимает буровой раствор переменной плотности и шлам из ствола скважины и удаляет шлам, крупность которого больше, чем размер сжимаемых частиц, и отстойный резервуар в жидкостной связи с виброситом буровой установки, предназначенный для получения остающегося материала от вибросита буровой установки и отделения сжимаемых частиц от остающегося материала по плотности. Указанная установка для обработки бурового раствора может также включать дополнительное вибросито, соединенное с отстойным резервуаром и предназначенное для удаления сжимаемых частиц из остающегося материала.
В качестве третьего варианта осуществления установка для обработки бурового раствора может включать вибросито буровой установки, предназначенное для получения бурового раствора переменной плотности и шлама из ствола скважины и отвода материала, крупность которого меньше или равна размеру сжимаемых частиц, в поток вибросита; гидроциклон, соединенный с виброситом буровой установки и предназначенный для получения потока вибросита и отвода материала, имеющего плотность, равную плотности сжимаемых частиц, в поток гидроциклона; и дополнительное вибросито, соединенное с гидроциклоном и предназначенное для получения потока гидроциклона и удаления сжимаемых частиц из потока гидроциклона.
В качестве четвертого варианта осуществления установка для обработки бурового раствора может включать вибросито буровой установки, предназначенное для получения бурового раствора переменной плотности и шлама из ствола скважины и отвода материала, крупность которого равна или меньше, чем размер сжимаемых частиц, в поток вибросита; центрифугу, соединенную с виброситом буровой установки и предназначенную для получения потока вибросита и отвода материала, имеющего плотность, равную плотности сжимаемых частиц, в поток центрифуги; и дополнительное вибросито, соединенное с центрифугой и предназначенное для получения потока центрифуги и удаления сжимаемых частиц из потока центрифуги.
Дополнительно установка для обработки бурового раствора может содержать различные варианты осуществления включения сжимаемых частиц в буровую жидкость с получением бурового раствора переменной плотности.
Например, в качестве первого варианта осуществления установка для обработки бурового раствора может включать резервуар для бурового раствора; по меньшей мере одну мешалку в жидкостной связи с резервуаром для бурового раствора, предназначенную для смешивания сжимаемых частиц с буровой жидкостью с получением бурового раствора переменной плотности; по меньшей мере одно контрольноизмерительное устройство в жидкостной связи с резервуаром для бурового раствора, предназначенное для контроля плотности бурового раствора переменной плотности; и насос для бурового раствора в жидкостной связи с контрольно-измерительным устройством, предназначенный для подачи бурового раствора переменной плотности в ствол скважины.
- 2 014321
В качестве второго варианта осуществления установка для обработки бурового раствора может включать резервуар для бурового раствора; по меньшей мере одно контрольно-измерительное устройство в жидкостной связи с резервуаром для бурового раствора, предназначенное для смешивания сжимаемых частиц с буровой жидкостью с получением бурового раствора переменной плотности; и насос для бурового раствора в жидкостной связи по меньшей мере с одним контрольно-измерительным устройством, предназначенный для подачи бурового раствора переменной плотности в ствол скважины.
В качестве третьего варианта осуществления установка для обработки бурового раствора может включать резервуар для хранения, предназначенный для получения буровой жидкости и сжимаемых частиц с получением бурового раствора переменной плотности; компрессор в жидкостной связи с резервуаром для хранения, предназначенный для сжатия сжимаемых частиц в буровом растворе переменной плотности; и насос для бурового раствора в жидкостной связи через трубопровод с компрессором, предназначенный для подачи бурового раствора переменной плотности в ствол скважины.
В качестве четвертого варианта осуществления установка для обработки бурового раствора может включать насос для сжимаемых частиц, предназначенный для подачи сжимаемых частиц в основной поток в ствол скважины; и насос для буровой жидкости, предназначенный для подачи буровой жидкости в дополнительный поток в ствол скважины, при этом сжимаемые частицы и буровая жидкость смешиваются в секции смешивания ствола скважины.
В качестве пятого варианта осуществления установка для обработки бурового раствора может включать насос для сжимаемых частиц, предназначенный для закачки через боковую колонну сжимаемых частиц с поверхности в секцию смешивания внутри ствола скважины; и насос для буровой жидкости, предназначенный для закачки буровой жидкости в буровое долото внутри ствола скважины через бурильную трубу, при этом сжимаемые частицы и буровая жидкость смешиваются в секции смешивания ствола скважины.
Кроме того, оборудование низа бурильной колонны может быть устроено так, чтобы отделять сжимаемые частицы от бурового раствора переменной плотности и отводить сжимаемые частицы от бурового долота.
В качестве первого варианта осуществления оборудование низа бурильной колонны может включать буровое долото и сепаратор, присоединенный между буровым долотом и бурильной трубой. Сепаратор может предназначаться для получения бурового раствора переменной плотности, распределения бурового раствора переменной плотности в первый поток и второй поток, где по меньшей мере часть сжимаемых частиц находится во втором потоке; подачи первого потока в первое положение в стволе скважины рядом или через буровое долото и отвода второго потока во второе положение в стволе скважины над буровым долотом. Второй поток может быть отведен в перепускную трубу во второе положение в стволе скважины над буровым долотом из центра сепаратора или отведен через перепускное отверстие во втором положении в стволе скважины над буровым долотом из внешней стенки сепаратора. Отвод сжимаемых частиц может различаться при различных плотностях сжимаемых частиц в конкретных областях применения. Кроме того, сжимаемые частицы могут отделяться в различных положениях внутри ствола скважины и на поверхности.
Во втором варианте осуществления описывается способ, относящийся к добыче углеводородов. Указанный способ обеспечивает прокачивание в стволе скважины бурового раствора переменной плотности, в ходе буровых работ поддерживаемой между градиентом порового давления (ГПД) и градиентом давления гидроразрыва (ГДГ), при этом буровой раствор включает сжимаемые частицы и буровую жидкость, и отвод по меньшей мере части сжимаемых частиц из бурового раствора переменной плотности с целью управления использованием сжимаемых частиц. Кроме того, способ может включать получение сжимаемых частиц и буровой жидкости и смешивание сжимаемых частиц и буровой жидкости с получением бурового раствора переменной плотности. Сжимаемые частицы в данном варианте осуществления могут включать сжимаемые полые объекты, заполненные сжатым газом и предназначенные для поддерживания плотности бурового раствора между градиентом давления гидроразрыва и градиентом порового давления. Способ может также включать отделение сжимаемых частиц от бурового раствора переменной плотности внутри ствола скважины в оборудовании низа бурильной колонны.
Способ может также включать отделение поврежденных сжимаемых частиц от неповрежденных сжимаемых частиц в буровом растворе переменной плотности и возвращение неповрежденных сжимаемых частиц в буровой раствор переменной плотности. Разделение поврежденных сжимаемых частиц от неповрежденных сжимаемых частиц может быть выполнено на поверхности ствола скважины. Кроме того, разделение поврежденных сжимаемых частиц от неповрежденных сжимаемых частиц может включать дополнительные стадии получения из ствола скважины жидкого шлама, включающего твердый буровой шлам и буровой раствор переменной плотности, отвод жидкого шлама через фильтры в первый поток, в котором крупность материала больше, чем размер сжимаемых частиц, и второй поток, в котором крупность материала меньше или равна размеру сжимаемых частиц, подачу второго потока к гидроциклону и отделение неповрежденных сжимаемых частиц от бурового раствора переменной плотности, шлама и поврежденных сжимаемых частиц в гидроциклоне.
- 3 014321
В качестве второй альтернативы разделение поврежденных сжимаемых частиц от неповрежденных сжимаемых частиц может включать подачу из ствола скважины в отстойный резервуар жидкого шлама, включающего твердый буровой шлам и буровой раствор переменной плотности, и выделение неповрежденных сжимаемых частиц из отстойного резервуара.
В качестве третьей альтернативы разделение поврежденных сжимаемых частиц от неповрежденных сжимаемых частиц может включать получение из ствола скважины жидкого шлама, включающего твердый буровой шлам и буровой раствор переменной плотности, отделение жидкого шлама через фильтры в первый поток материала, крупность которого больше, чем размер сжимаемых частиц, и второй поток материала, крупность которого меньше или равна размеру сжимаемых частиц, подачу второго потока к центрифуге и отделение неповрежденных сжимаемых частиц от бурового раствора переменной плотности, шлама и поврежденных сжимаемых частиц в центрифуге.
В качестве четвертой альтернативы разделение поврежденных сжимаемых частиц от неповрежденных сжимаемых частиц может включать получение бурового раствора переменной плотности и бурового шлама из ствола скважины, удаление материала, крупность которого больше или равна размеру сжимаемых частиц, подачу удаленного материала в отстойный резервуар для отделения сжимаемых частиц от остального материала по плотности.
Кроме того, смешение сжимаемых частиц и буровой жидкости может быть осуществлено в различных вариантах на поверхности или в стволе скважины.
Например, смешение сжимаемых частиц и буровой жидкости может включать смешивание сжимаемых частиц с буровой жидкостью с получением бурового раствора переменной плотности в резервуаре для бурового раствора, контроль плотности бурового раствора переменной плотности и закачку бурового раствора переменной плотности в ствол скважины.
В качестве второго варианта осуществления смешение сжимаемых частиц и буровой жидкости может включать смешивание сжимаемых частиц с буровой жидкостью в контрольно-измерительном устройстве с получением бурового раствора переменной плотности и закачку бурового раствора переменной плотности в ствол скважины.
В качестве третьего варианта осуществления смешение сжимаемых частиц и буровой жидкости может включать смешивание сжимаемых частиц с буровой жидкостью с получением бурового раствора переменной плотности в резервуаре для хранения, сжатие бурового раствора переменной плотности в компрессорах, подачу сжатого бурового раствора переменной плотности к буровым насосам через трубопровод и закачку сжатого бурового раствора переменной плотности в ствол скважины.
В качестве четвертого варианта осуществления смешение сжимаемых частиц и буровой жидкости может включать закачку сжимаемых частиц в первом потоке в ствол скважины, закачку буровой жидкости во втором потоке в ствол скважины и смешивание сжимаемых частиц и буровой жидкости в секции смешивания ствола скважины. В данном варианте осуществления первый поток может быть боковой колонной, а второй поток может быть бурильной трубой или первый поток и второй поток можно подавать из бурильной колонны с двойными стенками.
В третьем варианте осуществления описывается способ, относящийся к добыче углеводородов. Способ включает прокачивание бурового раствора переменной плотности в стволе скважины, где буровой раствор переменной плотности в ходе буровых работ поддерживает плотность бурового раствора между градиентом порового давления (ГПД) и градиентом давления гидроразрыва (ГДГ) и содержит сжимаемые частицы с буровой жидкостью; отвод по меньшей мере части сжимаемых частиц из бурового раствора переменной плотности с целью управления использованием сжимаемых частиц; установку устройств и эксплуатационной насосно-компрессорной колонны в стволе скважины и извлечение углеводородов с помощью устройств через эксплуатационную насосно-компрессорную колонну.
Кроме того, в одном или нескольких вышеописанных вариантах осуществления может использоваться устройство для измерения плотности, предназначенное для анализа или проверки сжимаемых частиц в буровом растворе переменной плотности. Например, в вариантах осуществления с резервуаром для бурового раствора, может использоваться одно или несколько устройств для измерения, по меньшей мере, плотности в одну атмосферу, которые могут измерять плотность вплоть до давления, наблюдаемого в системе, и предназначены для определения показаний плотности бурового раствора переменной плотности при различных уровнях создаваемого давления. Таким образом, контрольно-измерительные устройства могут проверять или анализировать характер изменения плотности в зависимости от давления и температуры, когда буровой раствор переменной плотности поступает в бурильную колонну и/или выходит из ствола скважины, что позволяет определить интенсивность расхода и обеспечить оценки профиля плотности/давления в стволе скважины в режиме реального времени.
- 4 014321
Краткое описание чертежей
Вышеперечисленные и другие преимущества настоящего изобретения могут быть поняты после ознакомления с приведенным ниже подробным описанием и чертежами неограничивающих примеров осуществления, на которых показано следующее:
фиг. 1 изображает вариант буровой системы согласно настоящему изобретению;
фиг. 2 изображает технологическую схему, используемую в буровой системе в соответствии с фиг. 1, согласно настоящему изобретению;
фиг. 3Ά-3Ό изображают схемы расположения оборудования для удаления сжимаемых частиц согласно настоящему изобретению;
фиг. 4Ά-4Ε показывают примерные схемы расположения оборудования для введения сжимаемых частиц согласно настоящему изобретению;
фиг. 5Ά, 5В показывают варианты осуществления сепаратора для удаления сжимаемых частиц в скважине согласно настоящему изобретению;
фиг. 6 изображает буровую систему со скважинными сепараторами для управления плотностью в межтрубном пространстве ствола скважины согласно настоящему изобретению.
Подробное описание
В следующем разделе подробного описания конкретные варианты осуществления настоящего изобретения описываются в связи с предпочтительными вариантами осуществления. Однако в тех случаях, когда следующее описание относится к конкретному варианту осуществления или конкретному применению настоящего изобретения, оно приведено исключительно в качестве примера и обеспечивает лишь описание примеров осуществления. Таким образом, изобретение не только не ограничивается конкретными вариантами осуществления, приведенными ниже, а включает все альтернативы, модификации и эквиваленты, находящиеся в пределах истинной сущности и объема прилагаемой формулы.
Настоящее изобретение направлено на способ и устройство для управления сжимаемыми частицами, используемыми в буровой жидкости с целью обеспечения бурового раствора переменной плотности для буровых работ в скважине. Поскольку сжимаемые частицы могут включать сфероиды, эллипсоиды или подобное, способ и устройство для управления указанными сжимаемыми частицами в ходе буровых работ могут быть выгодны для поддерживания плотности бурового раствора между градиентом порового давления (ГПД) и градиентом давления гидроразрыва (ГДГ). Таким образом, буровые работы могут включать любой способ, в котором жидкости с поверхности используются для обеспечения и поддерживания необходимого гидростатического давления в стволе скважины, и/или способы прокачивания указанной жидкости, обеспечивающие, среди прочего, удаление бурового шлама из ствола скважины. Так как сжимаемые частицы применяются в буровом растворе переменной плотности, настоящие способы относятся к удалению, прокачиванию и введению сжимаемых частиц в буровую жидкость. Кроме того, следует отметить, что следующие способы и методики не ограничиваются буровыми работами, а могут также использоваться в работах по заканчиванию скважины или в любых способах, в которых используются жидкости, хранящиеся/приготовленные на поверхности и содержащие сжимаемые частицы.
Прежде всего, настоящие технологии включают применение сжимаемых частиц и буровой жидкости, которые могут упоминаться как буровой раствор переменной плотности. Как отмечено в международной заявке \¥О 2006/007347, включенной посредством ссылки, сжимаемые частицы могут включать сжимаемые или разрушаемые полые объекты различных форм, таких как сферы, кубы, пирамиды, сплюснутые или удлиненные сфероиды, цилиндры, эллипсоиды и/или других форм или структур. Указанные сжимаемые полые объекты могут быть наполнены сжатым газом или даже сжимаемыми твердыми материалами или объектами. Кроме того, сжимаемые частицы, которые выбираются с целью достижения необходимого сжатия в ответ на изменения давления, могут включать полимер, полимерные композиты, металлы, сплавы металлов и/или многослойные материалы из полимеров или полимерных композитов с металлами или сплавами металлов. Таким образом, настоящие способы могут включать буровую жидкость, смешанную с различными сжимаемыми частицами (т.е. смешанными полыми объектами, разрушаемыми при различных давлениях), обеспечивающими поддерживание плотности или удельного веса бурового раствора между ГДГ и ГПД.
На фиг. 1 показан вариант буровой системы 100 в соответствии с настоящим изобретением. В буровой системе 100 для бурения скважины 104 используется буровая установка 102. Скважина 104 может пройти через поверхность 106 земли, достигнув подземного пласта 108. Подземный пласт 108 может включать различные слои породы (не показаны), которые могут включать или не включать углеводороды, такие как нефть и газ, и могут упоминаться как горизонты или интервалы. Таким образом, скважина 104 может обеспечить пути потоков между подземным пластом 108 и технологическим оборудованием (не показано), расположенным на поверхности 106. Технологическое оборудование может перерабатывать углеводороды и транспортировать углеводороды потребителям. Однако следует отметить, что буровая система 100 показана в качестве примера и настоящие технологии могут применяться для доступа и добычи флюидов из любого подземного месторождения, которое может быть расположено на суше или воде. Скважина 104, хотя и показана в вертикальном положении, может быть наклонной или горизонтальной.
- 5 014321
В целях доступа к подземному пласту 108 буровая система 100 может включать буровые элементы, такие как оборудование 110 низа бурильной колонны (ОНБК), бурильную трубу 112, обсадные трубы 114 и 115, боковые колонны 122, установку 116 для обработки бурового раствора, предназначенную для обработки бурового раствора 118 переменной плотности, а также другие системы для управления буровыми и производственными работами. ОНБК 110 может включать буровое долото, промывочные насадки бурового долота, сепараторы и другие компоненты, которые используются при разработке пласта, цементировании обсадных труб, отделении сжимаемых частиц от бурового раствора 118 переменной плотности или при выполнении других буровых работ в стволе скважины. Обсадные трубы 114 и 115 могут обеспечить поддержку и стабильность доступа к подземному пласту 108, и могут включать кондукторную обсадную трубу 115, снабженную забивным башмаком 121, а также одну или несколько промежуточных или эксплуатационных обсадных труб 114, снабженных забивным башмаком 119. Эксплуатационная обсадная труба 114 может тянуться на глубину, не доходя до подземного пласта 108, при этом от забивного башмака 119 до подземного пласта 108 идет необсаженный интервал 120. Боковые колонны 122 могут обеспечить альтернативный поток через участок ствола скважины 104, обеспечивающий подачу сжимаемых частиц бурового раствора 118 переменной плотности в конкретные положения в стволе скважины. Боковая колонна 122, которая показана в межтрубном пространстве между обсадными трубами 114 и 115, может также располагаться в обсадной трубе 114. Установка 116 для обработки бурового раствора используется для управления потоком жидкого шлама (т. е. бурового раствора 118 переменной плотности, смешанного с буровым шламом) из ствола скважины и подачи составленного бурового раствора 118 переменной плотности в ствол скважины для проведения буровых работ. Установка 116 для обработки бурового раствора 118 может включать насосы, гидроциклоны, сепараторы, фильтры, резервуары для бурового раствора, вибросита, диффузоры, илоотделители, центрифуги и т.п.
В ходе буровых работ применение бурового раствора 118 переменной плотности в качестве бурового раствора позволяет оператору глубже бурить под поверхностью 106, с более длинными необсаженными интервалами, поддерживая достаточное гидростатическое давление, предотвращающее приток пластового флюида (газа или жидкости) и остающееся ниже ГДГ, поддерживая пласт. ОНБК 110 и установка 116 для обработки бурового раствора могут использоваться для управления сжимаемыми частицами в буровом растворе 118 переменной плотности. Таким образом, ОНБК 110 и установка 116 для обработки бурового раствора могут удалять, прокачивать и повторно вводить сжимаемые частицы в буровой раствор 118 переменной плотности, интенсифицируя буровые работы. В соответствии с этим способ управления буровым раствором 118 переменной плотности дополнительно описан ниже на фиг. 2.
Фиг. 2 представляет собой примерную технологическую схему работы буровой системы 100 в соответствии с фиг. 1 согласно конкретным аспектам настоящих технологий. Данная технологическая схема 200 может быть понята наилучшим образом при одновременном рассмотрении с фиг. 1. В данной технологической схеме 200 может использоваться способ интенсификации буровых работ посредством применения сжимаемых частиц в качестве составного компонента бурового раствора 118 переменной плотности. Указанный способ позволяет повысить интенсивность буровых работ посредством управления сжимаемыми частицами, используемыми для приготовления бурового раствора переменной плотности. Таким образом, выполняя буровые работы в соответствии с описанным способом, можно снизить потери производительности, устраняя или снижая количество дополнительных обсадных труб при выполнении буровых работ.
Технологическая схема начинается со стадии 202. На стадии 204 определяются ГДГ и ГПД в скважине. Например, ГПД может быть определено из предыдущего бурения по появлению выброса, по поступлению газа в скважину при наращивании с помощью скважинного инструмента или путем моделирования. ГДГ может быть определено из испытаний на разгерметизацию соединений, на признак по поглощению бурового раствора и/или с помощью моделирования. Затем может быть выбрана буровая жидкость с конкретными сжимаемыми частицами на стадии 206. Выбор буровой жидкости и сжимаемых частиц может быть основан на международной заявке \¥О 2006/007347. Например, выбор буровой жидкости и сжимаемых частиц может включать сжимаемые (или разрушаемые) полые или, по меньшей мере, частично заполненные пеной объекты, изготовленные из полимера, полимерных композитов, металлов, сплавов металлов и/или многослойных материалов из полимеров или полимерных композитов с металлами или сплавами металлов. Буровая жидкость должна иметь конкретные свойства в зависимости от определенного назначения скважины.
Как только буровой раствор переменной плотности (т. е. буровая жидкость и сжимаемые частицы) выбран, буровые работы могут производиться на стадиях 208-212. На стадии 208 может быть получена буровая жидкость со сжимаемыми частицами. Буровая жидкость и сжимаемые материалы могут транспортироваться к точке заложения скважины в виде смеси или по отдельности. На стадии 210 буровая жидкость и сжимаемые частицы могут прокачиваться в стволе скважины. Буровая жидкость и сжимаемые частицы обеспечивают поддерживание плотности буровой жидкости между ГДГ и ГПД, как описано выше. Затем сжимаемые частицы могут быть отделены от буровой жидкости в оборудовании 110 низа бурильной колонны на стадии 212. В частности, сжимаемые частицы могут удаляться до контакта с промывочными насадками бурового долота или с буровым долотом, чтобы снизить возможное повреждение
- 6 014321 сжимаемых частиц. Разделение сжимаемых частиц может быть выполнено в различных положениях над буровым долотом, которое является частью оборудования 110 низа бурильной колонны. Разделение может произойти непосредственно над буровым долотом или в любом положении вдоль ОНБК 110. Таким образом, сжимаемые частицы различной плотности могут быть отделены от бурового раствора в различных положениях. Для предотвращения контакта сжимаемых частиц и бурового долота может использоваться сепаратор, такой как осевой центробежный сепаратор, дополнительно описанный ниже согласно фиг. 5А, 5В, или другое оборудование.
На стадиях 214-220 сжимаемые частицы могут быть дополнительно обработаны с целью выделения, проверки и повторного введения сжимаемых частиц в буровую жидкость для последующих буровых работ. На стадии 214 сжимаемые частицы могут быть отделены от смеси бурового раствора 118 переменной плотности и бурового шлама, которая может упоминаться как жидкий шлам. Процесс удаления сжимаемых частиц из бурового раствора переменной плотности, которая может выполняться на поверхности, может включать центрифугирование, или другие способы активного разделения, и/или осаждение в отстойном резервуаре, или применение других способов пассивного разделения, которые применяются в установке 116 для обработки бурового раствора. Данные различные способы дополнительно описаны ниже на фиг. 3А-3П. На стадии 216 удаляются поврежденные сжимаемые частицы. Удаление поврежденных или разрушенных сжимаемых частиц может включать применение вибросит, отстойных резервуаров, гидроциклонов, центрифуг и т.п. Затем на стадии 218 производится оценка того, завершены ли буровые работы. Если буровые работы не завершены, сжимаемые частицы могут быть повторно введены в буровую жидкость на стадии 220. Способы повторного введения сжимаемых частиц в буровую жидкость могут включать энергичное повторное смешивание в резервуарах для бурового раствора после разделения и очистки, расходомер Вентури на входе насоса для бурового раствора для введения сжимаемых частиц в буровую жидкость, прямое введение с использованием специальных насосов, боковую колонну для введения сжимаемых частиц в скважину и/или бурильную колонну с двойными стенками для введения сжимаемых частиц в виде суспензии немного выше бурового долота. Каждый из указанных способов дополнительно описан ниже и показан на фиг. 4А-4Е.
Однако, если буровые работы завершены, углеводороды можно добывать из скважины 102 на стадии 222. Добыча углеводородов может включать завершение ствола скважины, установку устройств в стволе скважины вдоль эксплуатационной насосно-компрессорной колонны, извлечение углеводородов из подземного продуктивного пласта, переработку углеводородов на наземном объекте и/или другие подобные операции. В любом случае процесс заканчивается на стадии 224.
Способы наземного выделения сжимаемых частиц из бурового раствора переменной плотности
Как описано выше, на стадии 214 для выделения сжимаемых частиц, таких как цельные или полые объекты, из бурового раствора 118 переменной плотности на поверхности 106 могут использоваться несколько способов. Как правило, установка 116 для обработки бурового раствора может включать базовое оборудование для наземной очистки бурового раствора, расположенное на буровых установках, такое как грубые сита, вибросита, для удаления бурового шлама из потока по крупности частиц, диффузоры, илоотделители и центрифуги для выделения частиц из бурового раствора по разнице веса/плотности. Таким образом, данный тип оборудования может использоваться для выделения сжимаемых частиц из буровой жидкости в зависимости от свойств конкретных сжимаемых частиц, которые могут иметь положительную или отрицательную плавучесть. Например, если сжимаемые частицы находятся в несжатом состоянии, сжимаемые частицы, которые могут включать газ и газонепроницаемую мембрану, могут иметь плотность, которая меньше, чем плотность буровой жидкости и бурового шлама в жидком шламе. Поэтому сжимаемые частицы являются положительно плавучими и естественно плавают на поверхности жидкого шлама. Сила плавучести противодействует характеристикам вязкости жидкого шлама и/или взаимодействиям множества несжатых сжимаемых частиц.
Таким образом, многие различные варианты осуществления могут использоваться в качестве узла установок 116 для обработки бурового раствора, показанных на фиг. 3Л-3Э. В первом варианте осуществления установка 300 для выделения сжимаемых частиц, которая показана на фиг. 3А, может являться частью установки 116 для обработки бурового раствора и предназначается для выделения сжимаемых частиц из жидкого шлама. Установка 300 для выделения сжимаемых частиц может включать одно или несколько вибросит 302, 304 и 308 и один или несколько гидроциклонов 306. В частности, установка 300 для выделения сжимаемых частиц может представлять собой установку для выделения буровых гранул (А1рше Миб Ргобие18) с различными модификациями, которые в зависимости от типа сжимаемых частиц могут включать подбор оптимального рабочего размера ячеек сита и управление гидроциклоном. В установке 300 для выделения сжимаемых частиц размер ячеек вибросита 302 буровой установки подобран так, чтобы улавливать материал, имеющий крупность, такую же или большую, чем сжимаемые частицы 310, и который может также включать буровой шлам. Жидкий шлам разделяется виброситом на первый поток материала, имеющий крупность, такую же или большую, чем сжимаемые частицы 310, и второй поток других частиц шлама в жидком шламе. Оставшийся буровой шлам и сжимаемые частицы 310 в жидком шламе в первом потоке из вибросита поступают на шламовые вибросита 304, которые пропускают сжимаемые частицы 310, задерживая более крупные частицы шлама. Опять же, в шламовых вибро
- 7 014321 ситах 304 жидкий шлам делится на первый поток, содержащий сжимаемые частицы 310 и другой материал, имеющий крупность, такую же или меньшую, чем сжимаемые частицы 310, и второй шламовый поток материала, крупность которого больше, чем размер сжимаемых частиц 310. Затем сжимаемые частицы 310 собираются в одном или нескольких гидроциклонах 306, так как в несжатом состоянии сжимаемые частицы 310 могут иметь более низкую плотность, чем остальной шлам или жидкий буровой раствор. Гидроциклоны 306 радиально ускоряют оставшийся жидкий шлам и устанавливают градиент плотности, в результате чего наиболее легкий материал (т.е. сжимаемые частицы 310, например) удаляются из верхней части гидроциклона в первом потоке гидроциклона, а более тяжелый материал удаляется из нижней части во втором потоке гидроциклона. Таким образом, в гидроциклонах 306 оставшийся жидкий шлам разделяется на первый поток материала, имеющий плотность сжимаемых частиц 310, и второй поток другого материала, имеющий плотность, отличную от плотности сжимаемых частиц 310. Например, поврежденные сжимаемые частицы могут быть частью второго потока. Другой материал может быть легче или тяжелее, чем сжимаемые частицы, в зависимости от конкретного назначения. Наконец, сжимаемые частицы 310 выделяются из захватываемой жидкости или первого потока из гидроциклона дополнительными виброситами 308, которые отделяют сжимаемые частицы от другого материала в оставшемся жидком шламе.
Во втором варианте осуществления установка для выделения сжимаемых частиц 320, которая является частью установки 116 для обработки бурового раствора, может включать два или более вибросит 322 и 326 буровой установки и отстойные резервуары 324, как показано на фиг. 3В. В данном варианте осуществления жидкий шлам из ствола скважины проходит через основные вибросита 322 буровой установки для удаления материала большей крупности, чем сжимаемые частицы 310. Жидкий шлам делится на первый поток материала большей крупности, чем сжимаемые частицы 310, и второй поток материала, крупность которого равна или меньше, чем размер сжимаемых частиц 310 в жидком шламе. Затем оставшийся жидкий шлам, содержащий буровой шлам и сжимаемые частицы 310, во втором потоке вибросита поступает в один или несколько отстойных резервуаров 324 достаточного объема для разделения по плотности. Осаждение частиц является функцией размера частиц, плотности частиц, плотности суспендирующей жидкости и вязкости суспендирующей жидкости. Время осаждения сжимаемых частиц 310 значительно меньше времени осаждения любого утяжелителя (например, барита или гематита), суспендированного в жидком шламе, прежде всего, из-за их относительного размера. Например, большие частицы с диаметром приблизительно 1 мм с плотностью 5 фунтов/галлон (0,6 кг/л) в буровой жидкости с плотностью 15 фунтов/галлон (1,8 кг/л) и вязкостью 10 сП поднимаются со скоростью 0,03 м/с. Мелкие частицы диаметром приблизительно 50 мкм и плотностью приблизительно 35 фунтов/галлон в буровой жидкости на углеводородной основе с плотностью 7 фунтов/галлон и вязкостью 10 сП оседают со скоростью 5х10-4 м/с. Время пребывания в отстойных резервуарах 324 является достаточным, чтобы гарантировать, что сжимаемые частицы 310 всплывают на поверхность. Например, в резервуаре глубиной 6 футов (1,83 м) сжимаемая частица может подняться на поверхность приблизительно через 1 мин. Следует отметить, что указанное время осаждения может меняться для различных сжимаемых частиц и буровой жидкости. Затем сжимаемые частицы 310 разделяют по плотности. Например, если сжимаемые частицы 310 легче, чем буровой шлам и другой материал, сжимаемые частицы могут быть сняты с поверхности жидкости наверху отстойного резервуара 324 или направлены на второе вибросито 326 для удаления их из жидкого шлама в первом потоке осаждения. Другой материал в жидком растворе, который может включать поврежденные сжимаемые частицы, буровой шлам или другой материал, имеющий более высокую плотность, может быть удален через донный клапан или с помощью других способов во втором потоке осаждения. Например, отстойные резервуары 324 могут иметь днище конического типа, из которого периодически нужно выгружать шлам, или могут включать шнек для непрерывной выгрузки материала высокой плотности, осевшего в отстойных резервуарах 324.
В альтернативной модификации второго варианта осуществления установка для выделения сжимаемых частиц 320 может отделять сжимаемые частицы от более крупных частиц шлама в отстойных резервуарах. В данном альтернативном варианте осуществления жидкий шлам из ствола скважины проходит через основное вибросито буровой установки 322 для удаления материала, крупность которого больше или равна размеру сжимаемых частиц 310. Жидкий шлам делится виброситом на первый поток материала, крупность которого больше или равна размеру сжимаемых частиц 310, и второй поток материала, крупность которого меньше, чем размер сжимаемых частиц 310. Затем буровой шлам и сжимаемые частицы 310 в первом потоке вибросита поступают в один или несколько отстойных резервуаров 324 достаточного объема для обеспечения разделения по плотности. В частности, если сжимаемые частицы 310 легче, чем буровой шлам и другой материал, сжимаемые частицы могут быть сняты с поверхности жидкости наверху отстойного резервуара 324 или направлены на второе вибросито 326 для удаления их из жидкого шлама в первом потоке осаждения. Другой материал в жидком шламе, который может включать поврежденные сжимаемые частицы, буровой шлам или другой материал, имеющий более высокую плотность, может быть удален через донный клапан или с помощью других способов во втором потоке осаждения.
- 8 014321
В третьем варианте осуществления установка 330 для выделения сжимаемых частиц, которая является частью установки 116 для обработки бурового раствора, может включать два или более вибросит 332 и 336 и один или более гидроциклонов 334, которые показаны на фиг. 3С. В данном варианте осуществления жидкий шлам из ствола скважины проходит через основное вибросито буровой установки 332 для удаления материала, крупность которого больше, чем размер сжимаемых частиц 310. Жидкий шлам делится виброситом на первый поток материала, крупность которого больше, чем размер сжимаемых частиц 310, и второй поток материала в жидком шламе, крупность которого равна или меньше, чем размер сжимаемых частиц 310. Материал, задержанный основным виброситом буровой установки 332, можно утилизировать как буровой шлам. Оставшийся жидкий шлам со сжимаемыми частицами 310 во втором потоке вибросита подается на гидроциклоны 334, которые радиально ускоряют оставшийся жидкий шлам и устанавливают градиент плотности, в котором наиболее легкий материал (т.е., например, сжимаемые частицы 310), удаляются из верхней части гидроциклона в первом потоке гидроциклона, а более тяжелый материал удаляется из нижней части во втором потоке гидроциклона. Затем дополнительные вибросита 336 используются для удаления сжимаемых частиц 310 из жидкого шлама, который выходит из верхней части гидроциклонов 334 из первого потока гидроциклона.
В четвертом варианте осуществления установка для выделения сжимаемых частиц 340, которая является частью установки 116 для обработки бурового раствора, может включать два или более вибросит 342 и 346 и центрифуги 344, которые показаны на фиг. 3Ό. В данном варианте осуществления жидкий шлам из ствола скважины проходит через основное вибросито буровой установки 342 с целью удаления материала, крупность которого больше, чем размер сжимаемых частиц 310. Жидкий шлам делится виброситом на первый поток материала, крупность которого больше, чем размер сжимаемых частиц 310, и второй поток материала в жидком шламе, крупность которого равна или меньше, чем размер сжимаемых частиц 310. Затем оставшийся жидкий шлам со сжимаемыми частицами 310 во втором потоке вибросита подается на центрифуги 344. В центрифугах 344 сжимаемые частицы 310 отделяются от другого материала, который может иметь более высокую или более низкую плотность. Например, если сжимаемые частицы 310 легче, чем другие частицы шлама, сжимаемые частицы 310 удаляются с другим материалом низкой плотности в первом потоке центрифуги, а более тяжелый материал удаляется во втором потоке центрифуги. Затем дополнительные вибросита 346 используются для удаления сжимаемых частиц 310 из первого потока центрифуги.
Способы выделения разрушенных или поврежденных сжимаемых частиц из бурового раствора переменной плотности
Как описывалось выше для стадии 212, для выделения поврежденных или разрушенных сжимаемых частиц из бурового раствора переменной плотности могут использоваться несколько способов. Предполагается, что с течением времени некоторая часть сжимаемых частиц в буровом растворе переменной плотности может разорваться или разрушиться в результате нагрузок в ходе буровых работ. Повреждение может включать повреждение от взаимодействий между буровым долотом и пластом, между вращающейся бурильной трубой и пластом или окружающими обсадными трубами; повреждение под действием сил трения, если сжимаемые частицы подаются через промывочные насадки бурового долота; повреждение от быстрого сжатия и под действием сил трения, если сжимаемые частицы подаются через насосы для бурового раствора; или повреждение в результате циклической нагрузки при сжатии/расширении по мере прокачивания сжимаемых частиц через ствол скважины. Кроме того, если сжимаемые частицы изготовлены путем заполнения газом низкой плотности непроницаемой оболочки, при механическом повреждении которой газ-наполнитель может выйти в буровой раствор переменной плотности, а более высокая плотность оболочки не позволит обеспечить плавучесть (т.е. оболочка стремится к погружению, если материал оболочки сжимаемых частиц является отрицательно плавучим). Затем ранее закачанный газ можно выпустить из бурового раствора переменной плотности на поверхности, а оболочка может осесть под действием гравитации в соответствии с плотностью ее материала.
В любом случае установка 116 для обработки бурового раствора может использоваться для удаления указанных поврежденных сжимаемых объектов. Опять же, так как плотность сжимаемых частиц в несжатом состоянии может быть меньше, чем плотность буровой жидкости и шлама, неповрежденные сжимаемые частицы являются положительно плавучими и естественно плавают на поверхности жидкого шлама при нормальных условиях, тогда как поврежденные сжимаемые частицы имеют плотность, равную плотности материала их оболочки. В результате способы и варианты осуществления, описанные на фиг. 3Ά-3Ό, могут использоваться для выделения поврежденных сжимаемых частицы из жидкого шлама. Указанным способом с использованием вибросит наряду с другим оборудованием удаляются как поврежденные, так и неповрежденные сжимаемые частицы. Таким образом, материал, крупность которого больше или равна размеру сжимаемых частиц, вначале отделяется от жидкого шлама. Затем поврежденные сжимаемые частицы и буровой шлам меньшей крупности, содержащиеся в жидком шламе, отделяются по плотности от сжимаемых частиц с помощью различных способов, описанных выше. Например, в отстойном резервуаре неповрежденные сжимаемые частицы могут плавать на поверхности жидкости, тогда как поврежденные сжимаемые частицы могут оседать. В данном примере поврежденные сжимаемые частицы можно утилизировать по всем правилам с другим буровым шламом или можно возвратить
- 9 014321 для переработки материала оболочки.
Способы повторного введения сжимаемых объектов в поток буровой жидкости
Как описывалось выше на стадиях 208 и 220, для смешивания или объединения сжимаемых частиц и буровой жидкости с получением бурового раствора 118 переменной плотности могут использоваться несколько способов. Как правило, буровая жидкость может поступать на точку заложения скважины в полностью готовом составе, но без сжимаемых частиц. Это может снизить объем транспортируемого бурового раствора и позволит использовать наименьшее количество грузовых автомобилей и/или судов. Буровая жидкость может быть также приготовлена на месте из сырья. Независимо от способа получения сжимаемых частиц и буровой жидкости, сжимаемые частицы могут быть смешаны или объединены с получением бурового раствора 118 переменной плотности перед достижением межтрубного пространства около бурового долота оборудования 110 низа бурильной колонны. Таким образом, вначале сжимаемые частицы могут быть введены в буровые работы при переходе с обычного бурового раствора на буровой раствор 118 переменной плотности или после обычных операций по регулированию содержания твердой фазы на поверхности. Кроме того, поверхностный удельный вес или плотность буровой жидкости с сжимаемыми частицами и без них может контролироваться и сжимаемые частицы могут быть добавлены с целью достижения требуемого эффекта непрерывного градиента в скважине.
Независимо от способа, используемого при получении буровой жидкости со сжимаемыми частицами, для прокачивания сжимаемых частиц и буровой жидкости с получением бурового раствора 118 переменной плотности могут использоваться установки 116 для обработки бурового раствора. Установки 116 для обработки бурового раствора могут включать насосы/мешалки и другое оборудование для введения и повторного введения сжимаемых частиц в ствол скважины или в буровую жидкость, показанное на фиг. 4А-4Е. Например, в первом варианте осуществления, показанном на фиг. 4А, установка 400 для введения сжимаемых частиц может смешивать сжимаемые частицы 410 с буровой жидкостью 412. Установка 400 для введения сжимаемых частиц может включать один или несколько резервуаров 402 для бурового раствора, мешалки 404, впускное контрольно-измерительное устройство 406, а также насос 408 для бурового раствора. Сжимаемые частицы 410 и буровая жидкость 412 подаются в резервуары 402 для бурового раствора (т.е. приемный резервуар или более ранний) и тщательно смешиваются мешалками 404, такими как лопастные мешалки и струйные мешалки. Плотность бурового раствора или удельный вес материала, который включает сжимаемые частицы 410 и буровую жидкость 412, в резервуаре 402 для бурового раствора контролируется впускными контрольно-измерительными устройствами 406. Смешанный материал образует буровой раствор 118 переменной плотности в соответствии с фиг. 1, обеспечивающий непрерывный градиент в стволе скважины. Буровой раствор переменной плотности подается к насосам 408 для бурового раствора с объемным расходом, который приблизительно в 1-2 или более раз превышает объемный расход, который насос 408 для бурового раствора подает в ствол скважины через поток 409. Как правило, давление, с которым сжимаемые частицы сжимаются в сжатое состояние, может быть превышено насосом 408 для бурового раствора. В зависимости от полной сжимаемости бурового раствора насос 408 подает буровой раствор переменной плотности при объемном расходе, меньшем или равном объемному расходу на линии всасывания насосов для бурового раствора.
Во втором варианте осуществления сжимаемые частицы 410 могут быть смешаны с буровой жидкостью в контрольно-измерительных устройствах, как показано на фиг. 4В. В данном варианте осуществления установка для введения сжимаемых частиц 420 может включать один или несколько резервуаров 422 для бурового раствора, контрольно-измерительные устройства 424 и насос 426 для бурового раствора. Буровая жидкость 412 поступает в резервуары 402 для бурового раствора (т.е. приемный резервуар или более ранний). Затем сжимаемые частицы 410 могут быть измерены контрольно-измерительными устройствами 424, которые регулируют количество сжимаемых частиц 410, поступающее в поток 428 перед входом в насос 426 для бурового раствора. С помощью данного способа сжимаемые частицы 410 могут быть введены в сухой форме или в виде концентрированной суспензии через расходомер Вентури. Опять же, насосы 408 для бурового раствора подают буровой раствор переменной плотности с объемным расходом, меньшим или равным объемному расходу на линии всасывания насосов для бурового раствора. Сжимаемые частицы 410 и буровая жидкость 412 смешиваются для подачи в ствол скважины в потоке 428.
В третьем варианте осуществления специальный насос или насосная установка могут использоваться для сжатия концентрированной суспензии сжимаемых частиц и бурового раствора, чтобы частицы были почти полностью сжаты, как показано на фиг. 4С. Специальный насос может быть выгодным, когда поверхностное давление циркуляции достаточно для перевода сжимаемых частиц в сжатое состояние перед введением в ствол скважины. В данном варианте осуществления установка для введения сжимаемых частиц 430 может включать один или несколько резервуаров 432 для хранения, компрессоры 434, трубопровод 436 и буровые насосы 438. Сжимаемые частицы 410 и буровая жидкость 412 смешиваются в резервуаре 432 для хранения, который может быть резервуаром для бурового раствора или специальным резервуаром. Затем компрессоры 434 сжимают буровой раствор переменной плотности из резервуара 432 для хранения. Сжатый буровой раствор переменной плотности, которая включает буровую жидкость 412 и сжимаемые частицы 410, подается либо до, либо после основных насосов 438 буровой уста
- 10 014321 новки по трубопроводу 436, который включает ряд запорных клапанов и коллекторов, чтобы предотвратить противоток. Данная конфигурация уменьшает объем работ при обслуживании главных насосов 438 буровой установки в процессе сжатия бурового раствора переменной плотности.
В четвертом варианте осуществления буровая жидкость и сжимаемые частицы 410 изолированы друг от друга вплоть до достижения межтрубного пространства в стволе скважины около бурового долота, как показано на фиг. 4Ό. Поскольку непрерывный градиент или переменная плотность используются в межтрубном пространстве ствола скважины, сжимаемые частицы могут быть смешаны с буровой жидкостью в межтрубном пространстве ствола скважины. В данном варианте осуществления установка для введения сжимаемых частиц 450 может включать один или несколько насосов 452 для буровой жидкости, насосы 454 для сжимаемых частиц, буровое долото 456 и бурильную колонну с двойными стенками, включающую внутреннюю трубу и внешнюю трубу, которые образуют основной поток 458 и дополнительный поток 460. С помощью бурильной колонны с двойными стенками первая жидкость, такая как буровая жидкость 412, закачивается по первому потоку 458, который проходит по внутренней трубе, насосами 452 для буровой жидкости. Вторая жидкость, такая как сжимаемые частицы 410, с некоторым количеством буровой жидкости закачивается по второму потоку 460, который представляет собой межтрубное пространство между внутренней трубой и внешней трубой, насосами 454 для сжимаемых частиц. Буровая жидкость 412 проходит через буровое долото 456 и циркулирует в секции 464 смешивания, расположенной над буровым долотом 456, тогда как сжимаемые частицы 410 поступают непосредственно в секцию 464 смешивания. Объемный расход индивидуальных жидкостей предпочтительно контролируется с целью обеспечения требуемой концентрации сжимаемых частиц 410 в секции 464 смешивания, которая может представлять собой межтрубное пространство над буровым долотом 456.
В пятом варианте осуществления буровая жидкость и сжимаемые частицы 410 изолированы друг от друга вплоть до достижения впускного отверстия на боковой трубе, как показано на фиг. 4Е. Так как непрерывный градиент или переменная плотность используются в межтрубном пространстве ствола скважины, сжимаемые частицы смешиваются с буровой жидкостью 412 во впускном отверстии. В данном варианте осуществления установка для введения сжимаемых частиц 470 может включать один или несколько насосов 472 для буровой жидкости, насосы 474 для сжимаемых частиц, буровое долото 476, бурильную трубу 478, такую как бурильная труба 112, а также боковые колонны 480, такие как боковые колонны 122. С помощью данной конфигурации первая жидкость, такая как буровая жидкость 412, закачивается в бурильную трубу 478 насосами 472 для буровой жидкости, тогда как вторая жидкость, такая как сжимаемые частицы 410, закачивается в боковые колонны 480 насосами 474 для сжимаемых частиц. Буровая жидкость 412 проходит через буровое долото 476 и циркулирует в секции 482 смешивания, расположенной над буровым долотом 476, тогда как сжимаемые частицы 410 подаются непосредственно в секцию 482 смешивания из выпускного отверстия боковой колонны 480. Объемный расход индивидуальных жидкостей контролируется с целью обеспечения требуемой концентрации сжимаемых частиц 410 в секции 482 смешивания, которая может представлять собой межтрубное пространство скважины около обсадных труб 114 или бурового долота 476.
В качестве конкретного примера в буровой системе может применяться буровой раствор переменной плотности, который представляет собой смесь буровой жидкости плотностью 15 фунтов/галлон (1,8 кг/л) и сжимаемых частиц, имеющих плотность в несжатом состоянии 4,8 фунтов/галлон (0,58 кг/л), где сжимаемые частицы приспособлены к сжатию с давлением 1500 фунтов/кв.дюйм (103,4 МПа). Как показано на фиг. 1, указанные частицы могут быть введены в ствол скважины через боковую колонну 122, где сжимаемые частицы составляют 40% от объема бурового раствора 118 переменной плотности, когда находятся в несжатом состоянии. Под впускным отверстием сжимаемые частицы не присутствуют, а буровой раствор может иметь плотность 15 фунтов/галлон (1,8 кг/л). Над впускным отверстием плотность бурового раствора переменной плотности может регулироваться расширением сжимаемых частиц. Выше глубины, на которой межтрубное давление равно менее чем 1500 фунтов/кв.дюйм (103,4 МПа), буровой раствор переменной плотности имеет постоянную плотность, так как сжимаемые частицы расширяются до несжатого состояния. Таким образом, плотность бурового раствора переменной плотности может регулироваться давлением разрушения сжимаемых частиц, количеством сжимаемых частиц и плотностью буровой жидкости.
Преимущественно настоящие способы уменьшают или предотвращают повреждение сжимаемых частиц. Кроме того, настоящая технология может использоваться для управления проблемами контроля скважины, такими как выбросы и подземный переток. Например, осуществление процесса контроля скважины может происходить в скважине. Чтобы управлять процессом контроля скважины, поток сжимаемых частиц из боковой колонны 122 может быть мгновенно остановлен с поверхности. Таким образом, внутри скважины сжимаемые частицы присутствуют только в стволе скважины над точкой введения, тогда как бурильная труба содержит постоянный буровой раствор, т. е. без сжимаемых частиц. Сжимаемые частицы, содержавшиеся в стволе скважины над точкой введения, могут прокачиваться обратно на поверхность посредством введения бурового раствора с более высокой или более низкой плотность через боковую колонну, в то время как бурильная труба закрыта. Данная технология позволяет решить проблемы контроля скважины более простым способом, чем прокачивание бурового раствора по бу
- 11 014321 рильной трубе.
Способ выделения сжимаемых частиц в скважине
Как описывалось выше на стадии 212, сжимаемые частицы могут быть выделены в стволе скважины для уменьшения потенциального отрицательного воздействия высокого трения на сжимаемые частицы. Например, сжимаемые частицы могут быть выделены из потока в бурильной трубе 112 и направлены в межтрубное пространство над оборудованием 110 низа бурильной колонны. Удаление сжимаемых частиц из потока в бурильной трубе 112 помогает избежать высокого трения внутри и вокруг промывочных насадок бурового долота и предохраняет сжимаемые частицы от дополнительной механической деформации и износа. Кроме того, это может также предохранить сжимаемые частицы от потенциально разрушающих забойных гидротурбинных двигателей или турбобуров, приводимых в действие буровым раствором.
Удаление сжимаемых частиц может быть налажено на основе плотности сжимаемых частиц относительно буровой жидкости. Например, как показано на фиг. 5А, если буровая жидкость более плотная, чем сжимаемые частицы, то сжимаемые частицы могут быть выделены в скважинном сепараторе 500. Скважинный сепаратор 500, который является частью оборудования низа бурильной колонны (ОНБК) 110, может использоваться в стволе скважины для отвода или выделения сжимаемых частиц из бурового раствора 118 переменной плотности. Скважинный сепаратор 500 может быть центробежным сепаратором или гидроциклоном, который расположен над буровым долотом 502 и присоединен к бурильной трубе 112. Сепаратор 500 может включать устройство 504 отвода потока, основную камеру 505 и перепускную трубу 506.
Скважинный сепаратор 500, подобный гидроциклонам, используемым для отделения сжимаемых частиц на поверхности, может быть помещен над другими компонентами ОНБК, чтобы придать ускорение буровому раствору 118 переменной плотности от бурильной трубы 112 по кругу или спирали, и, таким образом, вызвать центробежное ускорение, как показано сплошной линией 508. Так как буровой раствор 118 переменной плотности ускоряется, более тяжелые компоненты бурового раствора перемещаются к внешней стенке основной камеры 505 и выходят через промывочную насадку бурового долота 503, как показано пунктирной линией 512. Более легкие компоненты бурового раствора перемещаются к середине или центру основной камеры 505 и попадают в перепускную трубу 506, как показано штриховой линией 510. Даже в сжатом состоянии плотность сжимаемых частиц может быть меньше, чем плотность буровой жидкости. В связи с этим средняя часть потока, содержащая самую высокую концентрацию сжимаемых частиц, отводится в межтрубное пространство ствола скважины через отверстие в скважинном сепараторе, которое является перепускной трубой 502, в то время как остальная жидкость в потоке отводится к буровому долоту 502. Затем жидкость из указанных потоков смешивается с жидкостью в межтрубном пространстве над буровым долотом 502 с получением бурового раствора 118 переменной плотности.
В альтернативном варианте осуществления, как показано на фиг. 5В, в случае, когда сжимаемые частицы в сжатом состоянии более плотные, чем буровая жидкость, потоки могут быть изменены с помощью другого сепаратора 520. В данном сепараторе 520, который может быть снова расположен над буровым долотом 502, устройство 522 отвода потока и основная камера 524 могут функционировать, как описано выше. Однако перепускная труба 526 может отводить более тяжелый материал, такой как сжимаемые частицы в буровом растворе 118 переменной плотности, в межтрубное пространство из внешней стенки основной камеры 524. Опять же, скважинный сепаратор 520 может быть расположен над другими компонентами ОНБК, чтобы придать ускорение буровому раствору 118 переменной плотности от бурильной трубы 112 по кругу или спирали, и, таким образом, вызвать центробежное ускорение, как показано сплошной линией 528. Так как буровой раствор 118 переменной плотности ускоряется, более тяжелые компоненты бурового раствора, такие как сжимаемые частицы в сжатом состоянии, перемещаются к внешней стенке основной камеры 524, как показано пунктирной линией 530. Более легкие материалы, которые могут являться буровой жидкостью, перемещаются к середине основной камеры 524 и выходят из основной камеры 524 через промывочную насадку бурового долота 503, как показано штриховой линией 532. Ближе к нижней части скважинного сепаратора 520 внешняя часть потока жидкости около стенки основной камеры 524, содержащая самую высокую концентрацию сжимаемых частиц, отводится в межтрубное пространство ствола скважины через отверстие в скважинном сепараторе, которое является перепускной трубой 526. Затем жидкость из указанных потоков смешивается с жидкостью в межтрубном пространстве над буровым долотом 502 с получением бурового раствора 118 переменной плотности.
Кроме того, следует отметить, что габариты наземного оборудования для буровых работ могут позволить оперировать потоками большего объема, чем оборудование, расположенное в скважине. Например, расход на линии всасывания насосов для бурового раствора на поверхности ствола скважины может быть больше, чем расходы для ОНБК 110, так как сжатые частицы в сжатом состоянии занимают меньше объема. Таким образом, расход оборудования в стволе скважины может быть существенно меньше, чем расход насосов на поверхности, так как сжимаемые частицы находятся в сжатом состоянии. Хотя данное снижение расхода может уменьшить эффективность промывки ствола буровым раствором 118 переменной плотности, габариты скважинного оборудования могут быть уменьшены, что дополнительно умень
- 12 014321 шает затраты.
Кроме того, следует отметить, что указанные различные примеры применения могут быть изменены с целью соответствия конкретным конфигурациям сжимаемых частиц в зависимости от плотности сжимаемых частиц. Например, как указано выше, другой материал в буровом растворе 118 переменной плотности может быть легче или тяжелее, чем сжимаемые частицы, в зависимости от конкретного назначения. На поверхности сжимаемые частицы могут иметь тенденцию к расширению или находиться в несжатом состоянии. В результате сжимаемые частицы могут быть легче, чем другой материал в буровом растворе 118 переменной плотности, и могут быть удалены, как указано выше. Однако установка 116 для обработки бурового раствора может быть также изменена, чтобы удалять сжимаемые частицы любого диапазона плотностей. Аналогичным образом в нижних интервалах ствола скважины сжимаемые частицы находятся обычно в сжатом состоянии. В нижних интервалах сжимаемые частицы могут быть легче или тяжелее, чем другой материал в буровом растворе 118 переменной плотности. В связи с этим скважинный сепаратор может иметь устройство согласно разнообразным вариантам осуществления, обеспечивающее выделение сжимаемых частиц с учетом их плотности.
Кроме того, также следует отметить, что сжимаемые частицы могут включать один, два, три или более типов сжимаемых частиц, которые имеют различные характеристики, такие как форму, плотность и размер. Опять же, конкретная конфигурация установки 116 для обработки бурового раствора и скважинных сепараторов 500 и 520 может быть изменена с целью управления указанными различиями. Например, описанные выше варианты осуществления установки 116 для обработки бурового раствора позволяют управлять разделением сжимаемых частиц, имеющих различные характеристики. Однако установка 116 для обработки бурового раствора может быть изменена таким образом, чтобы включать группу из двух или более вибросит 302, 304, 308, 322, 326, 332, 336, 342 и 346, используемых с группой из одного или более гидроциклонов 306 и 334, или центрифуг 344, которые обеспечивают выделение различных сжимаемых частиц из потока. Указанные изменения могут обеспечить дополнительные потоки для сжимаемых частиц различных размеров или плотностей.
В качестве конкретного примера выделения на поверхности установка 330 для выделения сжимаемых частиц может включать вибросита 332, включающие первое основное вибросито и второе основное вибросито, и гидроциклоны 334, включающие основные и дополнительные гидроциклоны. В данном варианте осуществления первые сжимаемые частицы имеют больший размер, чем вторые сжимаемые частицы. Жидкий шлам из ствола скважины проходит через первое основное вибросито буровой установки для удаления материала, крупность которого больше, чем размер первых сжимаемых частиц 310. Жидкий шлам делится виброситом на первый основной поток материала, крупность которого больше, чем размер первых сжимаемых частиц 310, и второй поток материала в жидком шламе, крупность которого равна или меньше, чем размер первых сжимаемых частиц. Материал, улавливаемый на основных виброситах буровой установки, можно утилизировать как буровой шлам. Оставшийся жидкий шлам, содержащий сжимаемые частицы, во втором основном потоке проходит через второе основное вибросито буровой установки для удаления материала, крупность которого больше, чем размер вторых сжимаемых частиц. Жидкий шлам делится виброситом на третий основной поток материала, крупность которого больше, чем размер вторых сжимаемых частиц, и четвертый основной поток материала в жидком шламе, крупность которого равна или меньше, чем размер вторых сжимаемых частиц. Материал в третьем основном потоке подается к основному гидроциклону, который отделяет первые сжимаемые частицы от другого материала, при этом сжимаемые частицы удаляются из верхней части основного гидроциклона в первом основном потоке гидроциклона, а более тяжелый материал удаляется из нижней части во втором основном потоке гидроциклона. Материал в четвертом основном потоке от вибросита подается к дополнительному гидроциклону, который отделяет вторые сжимаемые частицы от другого материала, при этом сжимаемые частицы удаляются из верхней части дополнительного гидроциклона в первом дополнительном потоке гидроциклона, а более тяжелый материал удаляется из нижней части во втором дополнительном потоке гидроциклона. Затем для удаления сжимаемых частиц из жидкого шлама, которые выходят из верхней части гидроциклонов, предназначенных для первого или второго типа сжимаемых частиц, могут использоваться дополнительные вибросита.
В качестве конкретного примера выделения в стволе скважины для выделения сжимаемых частиц, имеющих различные характеристики в одном скважинном сепараторе, могут использоваться скважинные сепараторы 500 и 520. Однако другие варианты осуществления могут включать группу скважинных сепараторов, используемых для выделения индивидуальных сжимаемых частиц. Например, два или более скважинных сепаратора могут использоваться для удаления сжимаемых частиц в двухэтапном процессе в зависимости от плотности сжимаемых частиц. Например, если первые сжимаемые частицы в сжатом состоянии более плотные, чем буровая жидкость, а вторые сжимаемые частицы в сжатом состоянии менее плотные, чем буровая жидкость, скважинный сепаратор 500 может быть последовательно соединен со скважинным сепаратором 520 в целях удаления сжимаемых частиц в различных стадиях. Другие варианты осуществления также могут рассматриваться в рамках настоящего описания вариантов осуществления.
- 13 014321
Кроме того, скважинные сепараторы 500 и 520 могут использоваться в различных положениях в стволе скважины, чтобы дополнительно управлять профилем плотности в межтрубном пространстве ствола скважины. Например, как показано на фиг. 6, буровая система 600 может включать буровые элементы, такие как оборудование низа бурильной колонны (ОНБК) 110, бурильную трубу 112, обсадные трубы 114 и 115, боковые колонны 122, установку 116 для обработки бурового раствора для обработки бурового раствора 118 переменной плотности, скважинные сепараторы 602а-602п, а также другие системы для управления буровыми и добычными работами. Так как некоторые из элементов буровой системы 600 подобны элементам буровой системы 100, используются такие же номера позиций. В данной буровой системе 600 скважинные сепараторы 602а-602 п , которые могут являться вариантами осуществления скважинных сепараторов 500 и 520, могут быть соединены с интервалами бурильной трубы 112 для управления плотностью в межтрубном пространстве ствола скважины. Кроме того, следует отметить, что скважинные сепараторы 602а-602п могут включать любое число скважинных сепараторов, например, один, два, три или более, с учетом требуемого профиля плотности для ствола скважины.
В буровой системе 600 скважина 104 может проходить через поверхность 106 земли, достигая подземного пласта 108. Скважинные сепараторы 602а-602п могут находиться внутри скважины 104 в различных точках с целью управления профилем плотности, удаляя часть сжимаемых частиц из бурового раствора 118 переменной плотности. Скважинные сепараторы 602а-602п могут включать любое число скважинных сепараторов, например, один, два, три или более, с учетом требуемого профиля плотности для ствола скважины. В процессе бурения может использоваться смесь сжимаемых частиц, имеющих различные плотности. Каждый сепаратор устроен так, чтобы выделять существенную часть сжимаемых частиц, которую можно устанавливать с учетом плотности, разработанной для ствола скважины, при определенной плотности входящего и выходящего потока в бурильной трубе и в межтрубном пространстве ствола скважины. Например, буровая жидкость может содержать три типа сжимаемых частиц, каждый из которых имеет разный профиль плотности в зависимости от давления. Сжимаемые частицы с наиболее низким внутренним давлением могут быть выделены в первом сепараторе и направлены в межтрубное пространство ствола скважины, так как они имеют наиболее высокую плотность в сжатом состоянии. Сжимаемые частицы с наиболее высоким внутренним давлением могут быть выделены в более глубоких участках бурильной трубы и направлены в межтрубное пространство ствола скважины другими скважинными сепараторами. Сжимаемые частицы с наиболее высоким внутренним давлением могут быть выделены в скважинном сепараторе, который является частью ОНБК, и направлены в межтрубное пространство ствола скважины около бурового долота. В связи с этим скважинные сепараторы 602а-602п обеспечивают дополнительную гибкость при управлении сжимаемыми частицами и профилями плотности в стволе скважины.
Кроме того, следует отметить, что различные способы и процессы удаления сжимаемых частиц, возможно, не позволяют удалить все сжимаемые частицы, но обеспечивают удаление либо определенной части, либо значительного количества сжимаемых частиц. Например, с помощью скважинных сепараторов можно удалить значительное количество, например 70%, сжимаемых частиц из бурового раствора переменной плотности. Эффективность выделения может зависеть от окружающих пород в забое скважины, геометрии забоя скважины и других факторов, которые могут быть характерны для конкретного применения. В связи с этим различные устройства, описанные выше, могут обеспечивать удаление по меньшей мере части или всех сжимаемых частиц, что может меняться в зависимости от конфигурации.
Более того, в других альтернативных вариантах осуществления с целью дополнительной интенсификации процесса могут использоваться контрольно-измерительные устройства. Например, как только скважина пробурена, сжимаемые частицы подвергаются воздействию сил, которые могут вызвать повреждение или разрушение сжимаемых частиц, приводящее к значительной потере сжимаемости. Кроме того, с течением времени внутреннее давление сжимаемых частиц может уменьшиться в результате проницаемости стенки оболочек. Таким образом, в то время как некоторые сжимаемые частицы могут сохранять внутреннее давление, другие могут потерять внутреннее давление из-за проницаемости стенки сжимаемых частиц. Указанные легко поврежденные сжимаемые частицы могут быть повторно введены в циркуляционную систему, так как их плотность подобна плотности других сжимаемых частиц, которые сохраняют свое внутреннее давление. Таким образом, становится все более трудно определять профиль плотности в стволе скважины при отсутствии скважинных приборов для измерения давления во время бурения.
Для повышения эффективности работы системы могут использоваться контрольно-измерительные устройства, такие как устройства для измерения плотности и давления бурового раствора, позволяющие прогнозировать профиль плотности в забое скважины. Вычисление и прогноз профиля плотности (или давления) бурового раствора переменной плотности в стволе скважины могут позволить предотвратить превышение ГДГ или понижение ГПД при бурении подземного пласта. Точные способы для расчета профиля плотности бурового раствора переменной плотности основаны на понимании поведения сжимаемости компонентов в системе промывки скважины буровым раствором. Например, профиль плотности на начальных стадиях работ или для неиспользованных сжимаемых частиц может быть определен с помощью моделирования или экспериментальных данных и тестов, так как ответ сжимаемой частицы на
- 14 014321 давление зависит от внутреннего давления и сжатия стенки оболочек сжимаемых частиц. В связи с этим моделирование или экспериментальные данные могут использоваться для получения профилей плотности для различных буровых растворов переменной плотности.
В ходе выполнения буровых работ следует учитывать износ значительной части отдельных сжимаемых частиц, содержащихся в буровом растворе переменной плотности. Таким образом, интенсивность износа следует учитывать при вычислении забойного давления со сжимаемым буровым раствором, так как это включает суммирование переменной плотности бурового раствора на глубине от поверхности до забоя скважины. В результате знание точных значений давления, объема и температуры (ДОТ) бурового раствора переменной плотности может способствовать определению интенсивности износа сжимаемых частиц. Таким образом, необходим способ или механизм измерения интенсивности физического износа вместе с любой потерей внутреннего давления частицы с течением времени, испытываемой при распределении сжимаемых частиц в буровом растворе переменной плотности.
Для обеспечения указанных функциональных возможностей варианты осуществления могут обеспечивать непрерывный контроль ДОТ-характеристик бурового раствора переменной плотности в стволе скважины. Это может быть достигнуто путем оснащения поршневых насосов для бурового раствора устройствами, позволяющими непрерывно измерять и регистрировать ход поршня, внутреннее давление в цилиндре как функцию хода поршня, а также температуру бурового раствора в цилиндре во время сжатия. В результате ДОТ-характеристики бурового раствора переменной плотности, вводимого в ствол скважины, постоянно доступны для вычисления забойной плотности или профиля давления (особенно при отсутствии измерения давления при бурении в ОНБК). Кроме того, указанные данные могут использоваться для контроля характеристик бурового раствора переменной плотности в целях поддерживания и/или изменения свойств бурового раствора переменной плотности путем добавления или замены компонентов бурового раствора, таких как сжимаемые частицы или, например, буровая жидкость. Непрерывный контроль указанных насосов для бурового раствора, которые могут включать насосы 408 и 426 для бурового раствора может обеспечить, например, дополнительные данные по плотности, обеспечивая, таким образом, требуемую плотность в стволе скважины.
Таким образом, применение контрольно-измерительных устройств может повысить эффективность буровых работ. Например, контрольно-измерительные устройства могут определять значения давления, объема и температуры бурового раствора переменной плотности. ДОТ-характеристики могут использоваться для изменения объема сжимаемых частиц в буровом растворе переменной плотности с целью получения требуемой плотности и/или изменения объема или плотности буровой жидкости в буровом растворе переменной плотности с целью получения требуемой плотности. Кроме того, ДОТ-характеристики бурового раствора переменной плотности могут использоваться для изменения объема первой группы сжимаемых частиц, имеющих первое внутреннее давление, и второй группы сжимаемых частиц, имеющих второе внутреннее давление с целью получения требуемой плотности. Таким образом, в других вариантах осуществления ДОТ-характеристики могут использоваться для назначения различных объемов для сжимаемых частиц, имеющих различные внутренние давления с целью получения определенного профиля плотности.
Альтернативная технология может заключаться в обеспечении компрессорного устройства, которое может работать непрерывно, измеряя ДОТ-характеристики, отдельные от насосов бурового раствора. Указанное компрессорное устройство может отбирать пробы непосредственно из мест хранения, таких как резервуары 402 и 422 для бурового раствора, и/или резервуары 432 для хранения. Кроме того, здесь может применяться измерение множественными устройствами, измеряющими ДОТ-характеристики или свойства бурового раствора переменной плотности, поступающего в бурильную колонну и бурового раствора, выходящую из межтрубного пространства ствола скважины.
Более того, контроль бурового раствора переменной плотности может также позволить предотвратить и устранить выбросы в случае, когда давление столба бурового раствора переменной плотности опускается ниже порового давления в пласте, а также поглощение бурового раствора в случае, когда давление столба бурового раствора переменной плотности превышает давление гидроразрыва пласта. Например, выброс часто обнаруживается на поверхности по приросту объема в резервуарах для бурового раствора, при бурении и прокачивании бурового раствора переменной плотности или потоке в межтрубном пространстве после того, как насосы для бурового раствора выключаются. Когда фрикционное давление циркуляции снимается от бурового раствора переменной плотности, а насосы для бурового раствора выключаются, сжимаемые частицы в буровом растворе переменной плотности, как предполагают, расширяются, и буровой раствор переменной плотности в межтрубном пространстве ствола скважины может вытечь из межтрубного пространства. Для обычного несжимаемого бурового раствора это может рассматриваться как свидетельство возникновения выброса. Таким образом, понимание профиля плотности бурового раствора переменной плотности через измерения на поверхности ДОТ-характеристик может способствовать определению различия между расширением сжимаемых частиц после того, как насосы бурового раствора выключаются, и возникновением выброса.
- 15 014321
Если определено, что произошел выброс, стандартные способы устранения выброса включают метод бурильщика (например, когда два циркуляционных процесса, которые устраняют выброс при одинаковой плотности бурового раствора переменной плотности, а затем увеличивают плотность бурового раствора переменной плотности, который циркулирует в стволе скважины), а также метод утяжеления и ожидания (например, когда один циркуляционный процесс, который увеличивает плотность бурового раствора переменной плотности, поддерживает забойное давление и выкачивает выброс из ствола скважины). В обоих способах забойное давление поддерживается на постоянном уровне, выкачивая выброс из ствола скважины. Опять же, при отсутствии устройств Р\УЭ в бурильной колонне может быть предпочтительным располагать данными измерений профиля плотности бурового раствора переменной плотности в реальном времени или в квазиреальном времени как функции давления. Таким образом, могут быть определены забойные давления, что обеспечивает профиль плотности бурового раствора и давления нагнетания на бурильную колонну или межтрубное пространство в ходе процесса прокачивания выброса из скважины.
Несмотря на то что настоящее изобретение может допускать различные модификации и альтернативные варианты, примеры осуществления, описанные выше, показаны исключительно в качестве примера. Варианты осуществления, описанные выше, не должны включать все возможные конфигурации различного оборудования и способов разделения (например, вибросит, гидроциклонов, отстойных резервуаров, центрифуг и т.п.). Предполагается, что любой из описанных выше способов разделения может быть объединен таким способом, чтобы достичь необходимого отделения сжимаемых частиц от бурового раствора переменной плотности или от других сжимаемых частиц в соответствии с размером и плотностью. Опять же, следует понимать, что настоящее изобретение не должно ограничиваться конкретными вариантами осуществления, описанными здесь. Фактически, настоящее изобретение включает все альтернативы, модификации и эквиваленты, находящиеся в пределах истинной сущности и объема изобретения, определенных в соответствии с прилагаемой формулой.
Claims (21)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ бурения ствола скважины, заключающийся в том, что в ходе буровых операций прокачивают в стволе скважины буровой раствор переменной плотности, способный поддерживать в стволе скважины давление внутри градиента порового давления и давления гидроразрыва и включающий сжимаемые частицы и буровую жидкость; и отводят по меньшей мере часть сжимаемых частиц из указанного бурового раствора для управления значением поддерживаемого давления.
- 2. Способ по п.1, в котором дополнительно отделяют поврежденные сжимаемые частицы от неповрежденных сжимаемых частиц в указанном буровом растворе и повторно вводят в него неповрежденные сжимаемые частицы.
- 3. Способ по п.2, в котором отделение поврежденных сжимаемых частиц от неповрежденных сжимаемых частиц в буровом растворе осуществляют на поверхности.
- 4. Способ по п.3, в котором при отделении поврежденных сжимаемых частиц от неповрежденных сжимаемых частиц получают из ствола скважины жидкий шлам, включающий буровой шлам и буровой раствор переменной плотности; разделяют с помощью фильтров жидкий шлам на первый поток материала, размер которого превышает размер сжимаемых частиц, и второй поток материала, размер которого меньше или равен размеру сжимаемых частиц; подают второй поток к гидроциклону и отделяют неповрежденные сжимаемые частицы от материала во втором потоке в гидроциклоне.
- 5. Способ по п.3, в котором при отделении поврежденных сжимаемых частиц от неповрежденных сжимаемых частиц подают из ствола скважины в отстойный резервуар жидкий шлам, включающий буровой шлам и буровой раствор переменной плотности; и выделяют неповрежденные сжимаемые частицы из отстойного резервуара.
- 6. Способ по п.3, в котором при отделении поврежденных сжимаемых частиц от неповрежденных сжимаемых частиц получают из ствола скважины жидкий шлам, включающий буровой шлам и буровой раствор переменной плотности; разделяют с помощью фильтров жидкий шлам на первый поток материала, размер которого превышает размер сжимаемых частиц, и второй поток материала, размер которого меньше или равен размеру сжимаемых частиц; подают второй поток к центрифуге и отделяют неповрежденные сжимаемые частицы от материала во втором потоке в центрифуге.
- 7. Способ по п.1, в котором дополнительно соединяют сжимаемые частицы и буровую жидкость на поверхности с получением бурового раствора переменной плотности.
- 8. Способ по п.7, в котором при соединении сжимаемых частиц и буровой жидкости смешивают сжимаемые частицы с буровой жидкостью с получением бурового раствора переменной плотности в резервуаре для бурового раствора; контролируют плотность бурового раствора и закачивают буровой раствор в ствол скважины.
- 9. Способ по п.8, в котором при контроле плотности бурового раствора рассчитывают профиль указанной плотности в стволе скважины.
- 10. Способ по п.8, в котором при контроле плотности бурового раствора определяют значения дав- 16 014321 ления, объема и температуры бурового раствора для изменения объема сжимаемых частиц в буровом растворе с целью обеспечения требуемой плотности.
- 11. Способ по п.8, в котором при контроле плотности бурового раствора определяют значения давления, объема и температуры бурового раствора для изменения объема или плотности буровой жидкости в буровом растворе с целью обеспечения требуемой плотности.
- 12. Способ по п.8, в котором при контроле плотности бурового раствора определяют значения давления, объема и температуры бурового раствора для изменения объема первого ряда сжимаемых частиц, имеющих первое внутреннее давление, и второго ряда сжимаемых частиц, имеющих второе внутреннее давление, для обеспечения требуемой плотности.
- 13. Способ по п.8, в котором при контроле плотности бурового раствора определяют интенсивность расхода сжимаемых частиц в буровом растворе.
- 14. Способ по п.7, в котором при соединении сжимаемых частиц и буровой жидкости смешивают сжимаемые частицы с буровой жидкостью в контрольно-измерительном устройстве.
- 15. Способ по п.7, в котором при соединении сжимаемых частиц и буровой жидкости смешивают сжимаемые частицы с буровой жидкостью в резервуаре для хранения, затем полученный буровой раствор сжимают в компрессорах, подают к буровым насосам через трубопровод и закачивают в ствол скважины.
- 16. Способ по п.1, в котором дополнительно соединяют сжимаемые частицы и буровую жидкость в стволе скважины для получения бурового раствора переменной плотности.
- 17. Способ по п.16, в котором при соединении сжимаемых частиц и буровой жидкости закачивают сжимаемые частицы через основной поток в ствол скважины, закачивают буровую жидкость через дополнительный поток в ствол скважины и смешивают сжимаемые частицы и буровую жидкость в секции смешивания ствола скважины.
- 18. Способ по п.17, в котором основной поток закачивают через боковые колонны, а дополнительный поток - через бурильную трубу.
- 19. Способ по п.17, в котором основной поток и дополнительный поток закачивают через секции бурильной колонны с двойными стенками.
- 20. Способ по п.1, в котором дополнительно отделяют сжимаемые частицы от бурового раствора переменной плотности в стволе скважины в оборудовании низа бурильной колонны.
- 21. Способ добычи углеводородов, заключающийся в том, что в ходе буровых операций прокачивают в стволе скважины буровой раствор переменной плотности, способный поддерживать в стволе скважины давление внутри градиента порового давления и давления гидроразрыва и включающий сжимаемые частицы и буровую жидкость, отводят по меньшей мере часть сжимаемых частиц из указанного бурового раствора для управления значением поддерживаемого давления, устанавливают в стволе скважины устройства для добычи углеводородов и эксплуатационную насосно-компрессорную колонну и добывают углеводороды.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US77967906P | 2006-03-06 | 2006-03-06 | |
| PCT/US2007/003691 WO2007102971A2 (en) | 2006-03-06 | 2007-02-13 | Method and apparatus for managing variable density drilling mud |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200870323A1 EA200870323A1 (ru) | 2009-02-27 |
| EA014321B1 true EA014321B1 (ru) | 2010-10-29 |
Family
ID=36940188
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200870323A EA014321B1 (ru) | 2006-03-06 | 2007-02-13 | Способ и устройство для управления буровым раствором переменной плотности |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US7677332B2 (ru) |
| EP (1) | EP1994254A2 (ru) |
| CN (1) | CN101395336A (ru) |
| AU (1) | AU2007222041B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0708565A2 (ru) |
| CA (1) | CA2643690A1 (ru) |
| EA (1) | EA014321B1 (ru) |
| MX (1) | MX2008010937A (ru) |
| NO (1) | NO20084171L (ru) |
| NZ (1) | NZ571012A (ru) |
| WO (1) | WO2007102971A2 (ru) |
Families Citing this family (32)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2570263A1 (en) * | 2004-06-17 | 2006-01-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Variable density drilling mud |
| US8088716B2 (en) * | 2004-06-17 | 2012-01-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Compressible objects having a predetermined internal pressure combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
| BRPI0708565A2 (pt) * | 2006-03-06 | 2011-06-07 | Exxonmobil Upstream Res Co | sistema e método para perfurar em furo de poço, e, método associado à produção de hidrocarbonetos |
| US8466094B2 (en) * | 2009-05-13 | 2013-06-18 | Clearwater International, Llc | Aggregating compositions, modified particulate metal-oxides, modified formation surfaces, and methods for making and using same |
| NO336396B1 (no) * | 2009-10-27 | 2015-08-10 | Optipro As | Et forbedret celleinnsatsfilter for et siktemaskinfilter |
| US8715545B2 (en) | 2009-11-30 | 2014-05-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for forming high performance compressible objects |
| EP2392772A1 (de) | 2010-06-07 | 2011-12-07 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zur Erhöhung einer Ausbeute einer Lagerstätte |
| EP2392768B1 (de) * | 2010-06-07 | 2013-08-28 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zur Erhöhung einer Ausbeute einer Lagerstätte |
| EP2395352A1 (de) | 2010-06-07 | 2011-12-14 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zur Bestimmung der lokalen räumlichen Ausdehnung der Phase an Wertstoff-Mineral in einem Gestein |
| US8783359B2 (en) * | 2010-10-05 | 2014-07-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Apparatus and system for processing solids in subsea drilling or excavation |
| US9080443B2 (en) | 2011-10-26 | 2015-07-14 | Premiere, Inc. | Method and apparatus for downhole fluid conditioning |
| EP2802738B1 (en) | 2012-01-09 | 2018-10-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for improved cuttings measurements |
| CN102913157B (zh) * | 2012-11-08 | 2015-04-22 | 中国石油天然气集团公司 | 井下套管旋流导向器 |
| US9670739B2 (en) | 2012-11-29 | 2017-06-06 | Chevron U.S.A. Inc. | Transmitting power to gas lift valve assemblies in a wellbore |
| US20140209392A1 (en) * | 2013-01-29 | 2014-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Fluids Comprising Mineral Particles and Methods Relating Thereto |
| US9410065B2 (en) | 2013-01-29 | 2016-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Precipitated particles and wellbore fluids and methods relating thereto |
| US9777207B2 (en) * | 2013-01-29 | 2017-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
| CN104060955A (zh) * | 2013-03-19 | 2014-09-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 钻井液净化装置以及净化钻井液的方法 |
| WO2014189584A1 (en) * | 2013-05-21 | 2014-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Precipitated particles and wellbore fluids and methods relating thereto |
| CN104060977B (zh) * | 2013-06-28 | 2017-05-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种多相旋流除砂装置与除砂方法 |
| US8812236B1 (en) * | 2014-04-11 | 2014-08-19 | Particle Size Engineering, LLC | Method for using particle size analysis in near time or real time to create a proper particle size distribution within a drilling fluid management system for improved well drilling efficiency |
| US9267334B2 (en) * | 2014-05-22 | 2016-02-23 | Chevron U.S.A. Inc. | Isolator sub |
| US9816336B2 (en) | 2014-07-08 | 2017-11-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real time conformance |
| CA2891177A1 (en) * | 2015-05-13 | 2016-11-13 | Condor Management Ltd. | Novel bead recovery system |
| WO2017173305A1 (en) | 2016-03-31 | 2017-10-05 | Akbari Babak | Magnetic gradient drilling |
| CN107916924B (zh) * | 2016-10-09 | 2020-11-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种随钻示踪器及微存储器回收装置和方法 |
| BR112020010851B1 (pt) * | 2018-01-10 | 2024-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc | Método e sistema |
| CN108425650B (zh) * | 2018-03-28 | 2019-06-14 | 中国石油大学(北京) | 钻井液密度在线调控装置 |
| CN108425649B (zh) * | 2018-03-28 | 2019-06-14 | 中国石油大学(北京) | 钻井液密度分段调控装置 |
| US11402741B2 (en) | 2019-12-24 | 2022-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Automated debris removal |
| CN112121528B (zh) * | 2020-08-31 | 2021-10-22 | 山东省地矿工程勘察院 | 具有泥浆净化及分类功能的泥浆池 |
| WO2023154641A1 (en) * | 2022-02-10 | 2023-08-17 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Methods for managing pressure buildup within subsea production equipment using compressible particles |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3174561A (en) * | 1960-03-23 | 1965-03-23 | Eugene L Sterrett | Cavitation as an aid to rotary drilling |
| US3231030A (en) * | 1961-09-28 | 1966-01-25 | Chevron Res | Method of drilling |
| US5881826A (en) * | 1997-02-13 | 1999-03-16 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing well drilling and servicing fluids |
| US6530437B2 (en) * | 2000-06-08 | 2003-03-11 | Maurer Technology Incorporated | Multi-gradient drilling method and system |
| US20050113262A1 (en) * | 2003-11-24 | 2005-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable density fluids and methods of use in subterranean formations |
| US20050161262A1 (en) * | 2004-01-27 | 2005-07-28 | Jamison Dale E. | Variable density treatment fluids and methods of using such fluids in subterranean formations |
| US6953097B2 (en) * | 2003-08-01 | 2005-10-11 | Varco I/P, Inc. | Drilling systems |
| US20050284641A1 (en) * | 2004-06-24 | 2005-12-29 | Baker Hughes Incorporated | Controlled variable density fluid for wellbore operations |
Family Cites Families (30)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4216836A (en) | 1978-01-27 | 1980-08-12 | Rayborn Jerry J | Process and system for recovering solid particulate additives from a drilling fluid |
| US4217208A (en) | 1978-05-18 | 1980-08-12 | The Dow Chemical Company | Method for separating solid lubricating material from drill cuttings |
| US4571296A (en) | 1984-08-15 | 1986-02-18 | Flo Trend Systems, Inc. | Two stage desilter |
| US6451953B1 (en) | 1997-12-18 | 2002-09-17 | Sun Drilling Products, Corp. | Chain entanglement crosslinked polymers |
| US6138757A (en) | 1998-02-24 | 2000-10-31 | Bj Services Company U.S.A. | Apparatus and method for downhole fluid phase separation |
| US6415877B1 (en) | 1998-07-15 | 2002-07-09 | Deep Vision Llc | Subsea wellbore drilling system for reducing bottom hole pressure |
| DE69924509T2 (de) | 1999-05-21 | 2006-02-16 | The Government Of The United States Of America As Represented By The Administrator Of The National Aeronautics And Space Administration (Nasa) | Polyimid mikrohohlkugeln |
| WO2001036522A1 (fr) | 1999-11-16 | 2001-05-25 | Asahi Kasei Kabushiki Kaisha | Perles poreuses et leur procede de fabrication |
| US6739408B2 (en) | 2000-10-30 | 2004-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for preparing variable density drilling muds |
| IT1319693B1 (it) | 2000-12-15 | 2003-10-23 | Eni Spa | Procedimento per la separazione di microsfere di vetro cave da fanghiche le contengono. |
| US7992655B2 (en) | 2001-02-15 | 2011-08-09 | Dual Gradient Systems, Llc | Dual gradient drilling method and apparatus with multiple concentric drill tubes and blowout preventers |
| CA2341925A1 (en) | 2001-03-21 | 2002-09-21 | Pancanadian Petroleum Limited | Slurry recovery process |
| US6904981B2 (en) | 2002-02-20 | 2005-06-14 | Shell Oil Company | Dynamic annular pressure control apparatus and method |
| US6930133B2 (en) | 2002-05-31 | 2005-08-16 | Robert L. Albright | Low density polymer beads |
| US6906009B2 (en) | 2002-08-14 | 2005-06-14 | 3M Innovative Properties Company | Drilling fluid containing microspheres and use thereof |
| US6747107B2 (en) | 2002-08-16 | 2004-06-08 | Nova Chemical Inc. | Method of dispersion of a non-Newtonian fluid |
| US6588501B1 (en) | 2002-09-27 | 2003-07-08 | Varco I/P, Inc. | Method and apparatus to reduce hydrostatic pressure in sub sea risers using buoyant spheres |
| US6610798B1 (en) | 2002-10-08 | 2003-08-26 | Nova Chemical Inc. | Controlled suspension polymerization process without mechanical agitation |
| US8202824B2 (en) | 2003-01-24 | 2012-06-19 | Halliburton Energy Services Inc. | Variable density treatment fluids |
| US6892887B2 (en) | 2003-02-10 | 2005-05-17 | Alpine Mud Products Corp | Polymer drilling bead recovery system and related methods |
| US7376148B1 (en) | 2004-01-26 | 2008-05-20 | Cisco Technology, Inc. | Method and apparatus for improving voice quality in a packet based network |
| US7063151B2 (en) | 2004-03-05 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing and using coated particulates |
| CA2570263A1 (en) | 2004-06-17 | 2006-01-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Variable density drilling mud |
| US7334636B2 (en) | 2005-02-08 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of creating high-porosity propped fractures using reticulated foam |
| US20060217270A1 (en) | 2005-03-24 | 2006-09-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing fluids comprising resilient material |
| US7264053B2 (en) | 2005-03-24 | 2007-09-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using wellbore servicing fluids comprising resilient material |
| BRPI0708565A2 (pt) * | 2006-03-06 | 2011-06-07 | Exxonmobil Upstream Res Co | sistema e método para perfurar em furo de poço, e, método associado à produção de hidrocarbonetos |
| US7494711B2 (en) | 2006-03-08 | 2009-02-24 | Bj Services Company | Coated plastic beads and methods of using same to treat a wellbore or subterranean formation |
| US8513322B2 (en) | 2007-05-31 | 2013-08-20 | 3M Innovative Properties Company | Polymeric beads and methods of making polymeric beads |
| US7841411B2 (en) | 2007-12-14 | 2010-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Use of polyimides in treating subterranean formations |
-
2007
- 2007-02-13 BR BRPI0708565-6A patent/BRPI0708565A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2007-02-13 EP EP07750522A patent/EP1994254A2/en not_active Withdrawn
- 2007-02-13 CA CA002643690A patent/CA2643690A1/en not_active Abandoned
- 2007-02-13 WO PCT/US2007/003691 patent/WO2007102971A2/en active Application Filing
- 2007-02-13 MX MX2008010937A patent/MX2008010937A/es active IP Right Grant
- 2007-02-13 EA EA200870323A patent/EA014321B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-02-13 US US12/160,999 patent/US7677332B2/en active Active
- 2007-02-13 AU AU2007222041A patent/AU2007222041B2/en not_active Ceased
- 2007-02-13 CN CNA200780007905XA patent/CN101395336A/zh active Pending
- 2007-02-13 NZ NZ571012A patent/NZ571012A/en not_active IP Right Cessation
-
2008
- 2008-10-06 NO NO20084171A patent/NO20084171L/no not_active Application Discontinuation
-
2010
- 2010-01-22 US US12/691,783 patent/US7980329B2/en active Active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3174561A (en) * | 1960-03-23 | 1965-03-23 | Eugene L Sterrett | Cavitation as an aid to rotary drilling |
| US3231030A (en) * | 1961-09-28 | 1966-01-25 | Chevron Res | Method of drilling |
| US5881826A (en) * | 1997-02-13 | 1999-03-16 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing well drilling and servicing fluids |
| US6530437B2 (en) * | 2000-06-08 | 2003-03-11 | Maurer Technology Incorporated | Multi-gradient drilling method and system |
| US6953097B2 (en) * | 2003-08-01 | 2005-10-11 | Varco I/P, Inc. | Drilling systems |
| US20050113262A1 (en) * | 2003-11-24 | 2005-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable density fluids and methods of use in subterranean formations |
| US20050161262A1 (en) * | 2004-01-27 | 2005-07-28 | Jamison Dale E. | Variable density treatment fluids and methods of using such fluids in subterranean formations |
| US20050284641A1 (en) * | 2004-06-24 | 2005-12-29 | Baker Hughes Incorporated | Controlled variable density fluid for wellbore operations |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2007102971A2 (en) | 2007-09-13 |
| CN101395336A (zh) | 2009-03-25 |
| AU2007222041B2 (en) | 2011-07-28 |
| US7677332B2 (en) | 2010-03-16 |
| NO20084171L (no) | 2008-11-17 |
| NZ571012A (en) | 2011-06-30 |
| US20100116553A1 (en) | 2010-05-13 |
| MX2008010937A (es) | 2008-09-03 |
| US7980329B2 (en) | 2011-07-19 |
| CA2643690A1 (en) | 2007-09-13 |
| US20090050374A1 (en) | 2009-02-26 |
| BRPI0708565A2 (pt) | 2011-06-07 |
| WO2007102971A3 (en) | 2008-02-21 |
| EA200870323A1 (ru) | 2009-02-27 |
| EP1994254A2 (en) | 2008-11-26 |
| AU2007222041A1 (en) | 2007-09-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA014321B1 (ru) | Способ и устройство для управления буровым раствором переменной плотности | |
| US9376875B2 (en) | Wellbore annular pressure control system and method using gas lift in drilling fluid return line | |
| CA2226928C (en) | Multiple zone well completion method and apparatus | |
| US6527054B1 (en) | Apparatus and method for the disposition of drilling solids during drilling of subsea oilfield wellbores | |
| CN1053278A (zh) | 油井套管浮动装置和方法 | |
| MXPA05007415A (es) | Metodo avanzado de inyeccion de gas y aparato complejo para recuperacion de hidrocarburos liquidos. | |
| EP1702135A1 (en) | A method and device for controlling drilling fluid pressure | |
| MXPA04005723A (es) | Aparato para la extraccion de petroleo a traves de perforacion subterranea y ubicacion de produccion. | |
| US20130068473A1 (en) | Pressure controlled well construction and operation systems and methods usable for hydrocarbon operations, storage and solution mining | |
| CN108825155A (zh) | 一种井内欠平衡喷射流清淤真空抽吸套外解堵方法 | |
| CA2491942C (en) | Method for upward growth of a hydraulic fracture along a well bore sandpacked annulus | |
| RU2179234C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| RU2146759C1 (ru) | Способ создания скважинного гравийного фильтра | |
| RU2743123C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин | |
| RU2293214C2 (ru) | Способ воздействия на призабойную зону скважины на месторождении углеводородов с подошвенной водой и добычи нефти и воды насос-компрессорами с раздельным приемом для бесконусной эксплуатации скважины | |
| RU2717167C1 (ru) | Способ промывки забоя скважины | |
| Ngameni | Proppant transport in horizontal wellbores using fresh water | |
| RU2228433C2 (ru) | Способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления | |
| US10436007B2 (en) | Device for discharging liquids accumulated in a well | |
| RU2278237C2 (ru) | Система и способ бурения скважины, система для регулирования градиента давления в столбе бурового раствора | |
| EP2895680B1 (en) | Fluid deployment system for drilling and completion fluids | |
| RU2719889C1 (ru) | Способ бурения на акватории | |
| RU2140536C1 (ru) | Способ определения пластовых давлений в процессе бурения | |
| RU60615U1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в три продуктивных пласта | |
| RU2234593C2 (ru) | Способ изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадной колонны |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU |