EA014363B1 - Способ и устройство для регулирования забойного давления в подземном пласте во время работы бурового насоса - Google Patents
Способ и устройство для регулирования забойного давления в подземном пласте во время работы бурового насоса Download PDFInfo
- Publication number
- EA014363B1 EA014363B1 EA200970408A EA200970408A EA014363B1 EA 014363 B1 EA014363 B1 EA 014363B1 EA 200970408 A EA200970408 A EA 200970408A EA 200970408 A EA200970408 A EA 200970408A EA 014363 B1 EA014363 B1 EA 014363B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- pressure
- fluid
- annular space
- wellbore
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 43
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 163
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 115
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 22
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 11
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 10
- 238000013270 controlled release Methods 0.000 claims description 8
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 8
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 claims description 7
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 5
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 5
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 4
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims 1
- 230000000740 bleeding effect Effects 0.000 abstract 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 41
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 16
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 8
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 8
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 7
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 4
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000011344 liquid material Substances 0.000 description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 2
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000012886 linear function Methods 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 230000003466 anti-cipated effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 238000004540 process dynamic Methods 0.000 description 1
- 238000000611 regression analysis Methods 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
Abstract
Создан способ поддержания давления в стволе скважины во время бурильных работ, содержащий следующие этапы: подача жидкости из резервуара по бурильной колонне, циркуляция жидкости из бурильной колонны в кольцевое пространство между бурильной колонной и стволом скважины, герметизация кольцевого пространства посредством вращающегося регулирующего устройства, установленного в устье скважины, измерение давления в кольцевом пространстве, вычисление заданного значения противодавления, приложение противодавления к кольцевому пространству на основании вычисленного заданного значения противодавления, перемещение жидкости из кольцевого пространства к регулируемому штуцеру в процессе функционирования вращающегося регулирующего устройства, управляемый выпуск жидкости под давлением из кольцевого пространства через регулируемый штуцер, отделение твердых частиц от жидкости и направление жидкости обратно в резервуар. Создана также установка для поддержания давления во время бурильных работ в стволе скважины, содержащая преобразователь давления, установленный в бурильной колонне, для измерения давления в кольцевом пространстве, вращающееся регулирующее устройство, установленное в устье скважины, герметизирующее кольцевое пространство, сообщенное с резервуаром для жидкости и перемещающее жидкость и твердые частицы из кольцевого пространства к регулируемому штуцеру, сообщенному с вращающимся регулирующим устройством и выпускающему жидкость под давлением из кольцевого пространства при поступлении управляющего сигнала, оборудование для отделения твердых частиц от жидкости, соединенное с регулируемым штуцером и сообщенное с резервуаром для жидкости, процессор, связанный с преобразователем давления и вычисляющий заданное значение противодавления на основе измеренного значения давления, и насос противодавления, сообщенный с резервуаром для жидкости и прикладывающий противодавление к кольцевому пространству на основании вычисленного заданного значения противодавления.
Description
Для разведки и добычи углеводородов из подземных пластов необходим способ для достижения и извлечения углеводородов из пласта. На фиг. 1 показана типичная нефтяная или газовая скважина 10, представляющая собой буровую скважину 12, которая проходит через подземный пласт 14 и включает в себя обсадную колонну 16 ствола скважины. Во время рабочего процесса в скважине 10 бурильная труба 18 может быть расположена в буровой скважине 12 для закачивания в ствол скважины жидкостей, таких, как, например, буровой раствор. Специалистам в данной области техники должно быть понятно, что конец бурильной трубы 18 может включать в себя буровое долото, а закачиваемый буровой раствор может использоваться для охлаждения бурового долота и удаления на расстояние частиц, выбуренных буровым долотом. Затем жидкость прокачивается обратно вверх по кольцевому пространству, образованному между стенкой ствола скважины и буровым долотом, захватывая с собой обломки выбуренной породы из бурового долота и очищая буровую скважину. Емкость 20 для бурового раствора, обеспечивающая подачу бурового раствора, в рабочих условиях может быть соединена с насосом 22 для бурового раствора, предназначенным для закачивания бурового раствора в бурильную трубу 18.
Традиционно жидкость выбирают так, что гидростатическое давление, прикладываемое жидкостью, превышает давление окружающего пласта, тем самым предотвращая проникновение пластовых флюидов в буровую скважину 12. Это также вызывает проникновение жидкости в поры пласта или вторжение в пласт 14. Кроме того, некоторые добавки из жидкости под давлением прилипают к стенкам пласта, образуя глинистую корку на стенках пласта. В процессе бурения эта глинистая корка способствует сохранению и защите пласта до установки обсадной колонны. При выборе давления жидкости выше пластового давления бурение обычно называют бурением на репрессии.
Кольцевое пространство 24 между обсадной колонной 16 и бурильной трубой 18 можно уплотнять обычным способом, используя, например, роторное уплотнение 26. Для регулировки рабочего давления в скважине 10 в приемлемых пределах, штуцер 28 может быть соединен при работе с кольцевым пространством 24 между обсадной колонной 16 и бурильной трубой 18 для управляемого выпуска жидкостного материала под давлением из кольцевого пространства 24 обратно в емкость 20 для бурового раствора, чтобы тем самым создать противодавление в буровой скважине 12. Поток чистой возвращаемой жидкости измеряют, чтобы определять потери жидкости в результате проникновения жидкости в пласт. Возвращаемые твердые частицы и жидкость (до обработки) могут быть исследованы для определения различных характеристик пласта, учитываемых при бурильных работах. После обработки жидкости в отстойнике ее выкачивают из отстойника и опять повторно закачивают в верхнюю часть бурильной колонны. Этот способ репрессии основан прежде всего на использовании плотности жидкости и гидростатической силы, образуемой столбом жидкости в кольцевом пространстве, для создания давления. Благодаря превышению порового давления пласта жидкость используется для предотвращения неожиданных выбросов пластовой текучей среды, например, выбросов газа, в буровую скважину. В тех случаях, когда такие выбросы газа происходят, плотность жидкости можно повысить для предотвращения дальнейшего выброса пластового флюида в буровую скважину. Однако добавление утяжеляющих добавок для повышения плотности жидкости не может быть достаточно быстрым, чтобы справиться с выбросом пластового флюида и может приводить к превышению давления разрыва пласта, следствием чего будет образование разрывов или трещин в пласте с возникающим выносом жидкости в пласт, возможно, неблагоприятно влияющим на проницаемость вблизи буровой скважины. В таких случаях оператор может решить закрыть противовыбросовые превенторы ниже пола буровой установки для регулирования перемещения газа вверх по кольцевому пространству. Перед продолжением бурильных работ газ выпускают и плотность жидкости повышают.
Использование бурения на репрессии также влияет на выбор обсадной колонны во время бурильных работ. Процесс бурения начинают с забивания кондукторной трубы в грунт, блок противовыбросовых превенторов прикрепляют к направляющей колонне, при этом буровую установку располагают выше блока противовыбросовых превенторов. Бурильную колонну вместе с буровым долотом можно вращать избирательно путем вращения всей колонны, используя ведущую бурильную трубу или верхний привод, или можно вращать независимо от бурильной колонны, используя приводимые во вращение буровой жидкостью механические двигатели, установленные в бурильной колонне выше бурового долота. Как отмечалось выше, оператор может бурить открытый ствол скважины в течение периода времени до такого момента времени пока давление накопившейся жидкости на расчетной глубине не приблизится к давлению разрыва пласта. В это время с поверхности в буровую скважину обычно вводят обсадную колонну до расчетной глубины и подвешивают в ней. Цементировочный башмак помещают на бурильную колонну и специальное цементирующее вещество закачивают в бурильную колонну, чтобы оно прошло вглубь кольцевого пространства и затем вытеснило всякую жидкость из кольцевого пространства. Цементирующее вещество между стенкой пласта и наружной стороной обсадной колонны эффективно поддерживает и изолирует пласт от кольцевого пространства ствола скважины, и дальнейшее бурение открытого ствола скважины осуществляют ниже обсадной колонны, при этом жидкость опять обеспечивает регулирование давления и защиту пласта.
На фиг. 2 представлен пример графика, иллюстрирующего использование жидкостей во время про
- 1 014363 цесса бурения на промежуточном интервале буровой скважины. По верхней горизонтальной шкале представлено гидростатическое давление, оказываемое буровой жидкостью, а по вертикальной шкале представлена полная вертикальная глубина буровой скважины. График порового давления пласта представлен линией 40. Как отмечалось выше, в ситуации репрессии давление жидкости превышает поровое давление пласта вследствие регулирования давления и устойчивости скважины. Линией 42 представлено давление разрыва пласта. Давления, превышающие давление разрыва пласта, будут приводить к созданию жидкостью избыточного давления на стенки пласта в такой степени, что небольшие щели или трещины будут открываться в стенке буровой скважины, и давление жидкости превзойдет пластовое давление с одновременным значительным проникновением жидкости. Проникновение жидкости может привести к пониженной проницаемости, неблагоприятно влияющей на продуктивность пласта. Давление в кольцевом пространстве, создаваемое жидкостью и ее добавками, представлено линией 44 и является линейной функцией полной вертикальной глубины. Истинное гидростатическое давление, создаваемое жидкостью без добавок, то есть водой, представлено линией 46.
В жидкостной системе открытого ствола скважины, описанной выше, давление в кольцевом пространстве, обнаруживаемое в буровой скважине, является линейной функцией жидкости в буровой скважине. Это справедливо только в случае, когда жидкость имеет статическую плотность. Хотя плотность жидкости может изменяться во время бурильных работ, результирующее давление в кольцевом пространстве обычно является линейным. На фиг. 2 гидростатическое давление 46 и поровое давление 40 в основном следуют аналогично друг другу на промежуточном интервале до глубины около 7000 футов (2134 м). Затем поровое давление 40 возрастает. Это может, происходить в случае, когда буровая скважина проникает на интервал пласта, имеющий существенно иные характеристики, чем предшествующий пласт. Давление 44 в кольцевом пространстве, поддерживаемое жидкостью, с обеспечением безопасности выше порового давления до его возрастания. На глубине, меньшей глубины возрастания порового давления, перепад между поровым давлением 40 и давлением 44 в кольцевом пространстве значительно уменьшается, что сокращает показатель безопасности во время работ. Выброс газа в этом интервале может приводить к поровому давлению, превышающему давление в кольцевом пространстве, с выбросом жидкости и газа в буровую скважину, возможно, требующим приведения в действия наземного блока противовыбросовых превенторов. Как отмечалось выше, хотя дополнительный утяжелитель может быть добавлен к жидкости, он обычно будет неэффективным при борьбе с выбросом газа вследствие времени, необходимого для повышения плотности жидкости в буровой скважине.
Кроме того, циркуляция жидкости сама создает проблемы в открытой системе. Понятно, что необходимо выключать насосы для бурового раствора, чтобы осуществлять последовательные соединения бурильных труб. Когда насосы выключают, давление в кольцевом пространстве будет претерпевать отрицательный выброс, который спадает по мере того как давление в кольцевом пространстве стабилизируется. Точно так же, когда насосы снова включают, давление в кольцевом пространстве будет претерпевать положительный выброс. Это происходит каждый раз при добавлении секции труб к колонне или их удлинение из нее. Понятно, что эти выбросы могут вызывать усталость глинистой корки ствола скважины и могут приводить к вхождению пластовых флюидов в буровую скважину, и в этом случае ведущему к нарушению управления скважиной.
В противоположность открытым системам с циркуляцией жидкости был разработан ряд замкнутых систем транспортировки жидкости. Замкнутую систему используют для бурения на депрессии, то есть когда давление в кольцевом пространстве меньше, чем поровое давления пласта. Бурение на депрессии обычно используют в случае, когда пласт представляет собой мел или трещиноватый известняк и желательно предотвращать закупоривание глинистой коркой трещин в пласте. Кроме того, должно быть понятно, что при использовании систем с депрессией потребуется выполнение существенного скважинного мероприятия, чтобы противовыбросовые превенторы были закрыты для решения проблемы выброса или другого неожиданного повышения давления.
Поэтому необходимо усовершенствование известной системы, посредством которой можно управлять давлением в буровой скважине в течение бурильных работ.
Краткое изложение
Согласно изобретению создан способ поддержания давления в стволе скважины во время бурильных работ, содержащий следующие этапы:
подача жидкости из резервуара по бурильной колонне;
циркуляции жидкости из бурильной колонны в кольцевое пространство между бурильной колонной и стволом скважины;
герметизация кольцевого пространства посредством вращающегося регулирующего устройства, установленного в устье скважины;
измерение давления в кольцевом пространстве;
вычисление заданного значения противодавления;
приложение противодавления к кольцевому пространству на основании вычисленного заданного значения противодавления;
перемещение жидкости из кольцевого пространства к регулируемому штуцеру в процессе функ
- 2 014363 ционирования вращающегося регулирующего устройства;
управляемый выпуск жидкости под давлением из кольцевого пространства через регулируемый штуцер;
отделение твердых частиц от жидкости; и направление жидкости обратно в резервуар.
Способ может дополнительно содержать определение количества жидкости, потерянной или полученной в стволе скважины. При определении количества жидкости, потерянной или полученной в стволе скважины, можно дополнительно измерять расход жидкости из резервуара в ствол скважины и измеряют расход отклоняемой жидкости.
Способ может дополнительно содержать следующие этапы:
введение в процессор фиксированных параметров, относящихся к стволу скважины;
измерение расхода жидкости, подаваемой из резервуара в ствол скважины;
введение в процессор измеренного расхода жидкости, подаваемой из резервуара в ствол скважины; измерение расхода жидкости, отклоняемой из ствола скважины в регулируемый штуцер;
введение в процессор измеренного расхода жидкости, отклоняемой из ствола скважины в регулируемый штуцер;
измерение давления в скважине;
введение в процессор измеренного давления в скважине;
вычисление заданного значения давления в скважине на основании фиксированных параметров, измеренных расходов и измеренного давления в скважине;
регулировка противодавления, прикладываемого к кольцевому пространству, на основании вычисленного заданного значения давления в скважине.
Способ может дополнительно содержать регулировку противодавления, прикладываемого к кольцевому пространству.
Способ может дополнительно содержать закачку жидкости из резервуара по линии противодавления для приложения противодавления к кольцевому пространству.
Способ может дополнительно содержать следующие этапы:
измерение давление в бурильной трубе;
введение в процессор давления в бурильной трубе; вычисление целевого давления в бурильной трубе;
передача в пропорционально-интегрально-дифференциальный регулятор целевого давления в бурильной трубе;
формирование заданного значения гидравлического давления;
подача заданного значения гидравлического давления на штуцер;
при этом штуцер автоматически регулируется в ответ на заданное значение гидравлического давления для приложения давления в обсадной колонне к стволу скважины, и давление в обсадной колонне в стволе скважины оказывает влияние на давление в бурильной трубе.
Согласно изобретению создана также установка для поддержания давления во время бурильных работ в стволе скважины, имеющем установленную и зацементированную на месте обсадную колонну, содержащая: резервуар, содержащий жидкость для ствола скважины, бурильную колонну, сообщенную с резервуаром, преобразователь давления, установленный в бурильной колонне для измерения давления в кольцевом пространстве, образованном между стволом скважины и бурильной колонной, вращающееся регулирующее устройство, установленное в устье скважины, герметизирующее кольцевое пространство, сообщенное с резервуаром для жидкости, подаваемой в бурильную колонну, и перемещающее жидкость и твердые частицы из кольцевого пространства к регулируемому штуцеру в процессе своего функционирования, при этом регулируемый штуцер сообщен с вращающимся регулирующим устройством и способен выпускать жидкость под давлением из кольцевого пространства при поступлении управляющего сигнала, оборудование для отделения твердых частиц от жидкости, соединенное с регулируемым штуцером и сообщенное с резервуаром для жидкости, процессор, связанный с преобразователем давления и вычисляющий заданное значение противодавления на основе измеренного значения давления, и насос противодавления, сообщенный с резервуаром для жидкости и прикладывающий противодавление к кольцевому пространству на основании вычисленного заданного значения противодавления.
Установка может дополнительно содержать расходомер, расположенный между резервуаром и бурильной колонной, измеряющий первый расход, второй расходомер между кольцевым пространством и штуцером, измеряющий второй расход, и при этом процессор способен принимать первый и второй расходы и определять количество жидкости, потерянной или полученной в стволе скважины.
Установка может дополнительно содержать пропорционально-интегрально-дифференциальный регулятор, принимающий информацию от процессора, способный формировать заданное значение гидравлического давления и подавать его на штуцер, при этом штуцер способен автоматически регулироваться в ответ на заданное значение гидравлического давления для приложения давления в обсадной колонне к стволу скважины.
Установка может дополнительно содержать программируемый логический контроллер для управ
- 3 014363 ления насосом противодавления, при этом процессор способен вычислять заданное значение давления в скважине и передавать заданное значение давления в скважине в программируемый логический контроллер, и насос противодавления способен управляться программируемым логическим контроллером на основании заданного значения давления в скважине. Насос противодавления может обеспечивать противодавление около 2200 фунтов/дюйм2.
Установка может дополнительно содержать штуцерный манифольд и резервный штуцер в штуцерном манифольде, которые избирательно сообщены с вращающимся регулирующим устройством, осуществляющим управляемый выпуск жидкости под давлением из кольцевого пространства.
Другие аспекты и преимущества заявляемых объектов изобретения будут очевидными из последующего описания и сопровождающих чертежей.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 изображает схематический вид осуществления обычной нефтяной или газовой скважины;
фиг. 2 - график, иллюстрирующий давления в кольцевом пространстве, поровое давление пласта и давление разрыва пласта;
фиг. 3 - вид в плане варианта установки согласно изобретению;
фиг. 4 - вид в плане варианта установки согласно изобретению; фиг. 5 - вид в плане варианта установки согласно изобретению;
фиг. 6 - вид варианта автоматического штуцера, используемого в осуществлении установки изобретения;
фиг. 7 - структурную схему системы контроля и регулирования давления, используемой в варианте изобретения.
Подробное описание
Согласно одному объекту изобретения раскрытые в настоящей заявке осуществления относятся к способу поддержания давления в стволе скважины во время бурильных работ. Используемый в настоящей заявке термин бурильные работы охватывает все работы или действия, которые выполняют на буровой площадке в связи с бурением скважины, включая, но без ограничения им, фактическое вращение бурильной колонны для осуществления бурения в продуктивном пласте роторным буровым долотом, и в том числе закачивание бурового раствора, работу буровой лебедки, выработку электрической энергии, эксплуатацию механизмов, все другие действия, связанные с работой на буровой площадке.
На фиг. 3 показан вариант установки для поддержания давления в стволе скважины во время бурильных работ. Хотя фиг. 3 представляет наземную буровую систему с использованием настоящего изобретения, должно быть понятно, что точно так же настоящее изобретение можно использовать в морской буровой системе. Буровая система 100 содержит буровую установку 102, которая используется для обеспечения буровых работ. Для упрощения изображения не показаны многие компоненты, используемые в буровой установке 102, такие как ведущая труба, приводной трубный ключ, клинья, буровая лебедка и другое оборудование. Буровая установка 102 используется для обеспечения бурения и разведочных работ в пласте 104. Буровая скважина 106 уже частично пробурена, обсадная колонна 108 установлена и зацементирована 109 на месте. В одном варианте осуществления перекрывающий механизм обсадной колонны или забойный отсечный клапан 110 установлен в обсадной колонне 108 для перекрытия по желанию кольцевого пространства и эффективного действия в качестве клапана для перекрытия интервала открытого ствола скважины, когда долото расположено выше клапана.
Бурильная колонна 112 поддерживает компоновку 113 низа бурильной колонны (КНБК), которая включает в себя буровое долото 120, забойный двигатель, набор 119 датчиков для измерений в процессе бурения/каротажа в процессе бурения, включающий в себя измерительный преобразователь 116 давления для определения давления в кольцевом пространстве, обратный клапан для предотвращения обратного потока жидкости из кольцевого пространства. Она также включает в себя телеметрический модуль 122 для передачи давления, данных измерений в процессе бурения/каротажа в процессе бурения, а также информации о бурении, принимаемых на поверхности. Хотя на фиг. 3 показана компоновка низа бурильной колонны с использованием телеметрической системы с передачей данных по буровому раствору, должно быть понятно, что в рамках настоящего изобретения могут использоваться другие телеметрические системы, такие как радиочастотная, электромагнитная или системы с передачей данных по бурильной колонне.
Как отмечалось выше, для процесса бурения необходимо использовать буровой раствор 150, который может накапливаться в резервуаре 136. Резервуаром 136 может быть емкость для бурового раствора, отстойник или контейнер любого типа, в который можно помещать буровой раствор. Резервуар 136 с одним или несколькими насосами 138 для бурового раствора, которые закачивают буровой раствор 150 через трубу 140. Последовательно с одним или несколькими насосами для бурового раствора, выше по потоку или ниже по потоку от них, может быть предусмотрен необязательный расходомер 152. Труба 140 соединена с последним стыком бурильной колонны 112, которая проходит через вращающееся регулирующее устройство 142. Вращающееся регулирующее устройство 142 изолирует давление в кольцевом пространстве и в то же время еще обеспечивает возможность вращения бурильной колонны. Буровой раствор 150 закачивается вниз по бурильной колонне 112 и компоновке 113 низа бурильной колонны
- 4 014363 и выходит из бурового долота 120, где она вымывает обломки выбуренной породы из долота 120 и возвращает, их в кольцевое пространство 115 открытого ствола скважины и затем в кольцевое пространство, образованное между обсадной колонной 108 и бурильной колонной 112. Буровой раствор 150 возвращается на поверхность и проходит через дивертор 117, расположенный во вращающемся регулирующем устройстве 142, по трубе 124 к вспомогательной системе 160 управления скважиной и разнообразному оборудованию 129 для удаления твердых частиц, такому, как, например, вибросито. Вспомогательная система 160 управления скважиной будет описана более подробно ниже.
В трубе 124 может быть расположен второй расходомер 126. Расходомер 126 может быть основан на принципе баланса масс или может быть другим высокоразрешающим расходомером. Должно быть понятно, что контролируя расходомеры 126, 152 и объем, закачиваемый насосом 128 противодавления (описанным ниже), посредством системы можно легко определять количество бурового раствора 150, вынесенного в пласт, или наоборот, количество пластового флюида, проникшего в буровую скважину 106. На основании разностей количеств закачанного бурового раствора 150 и возвращенного бурового раствора 150 оператор может определять, выносится ли буровой раствор 150 в пласт 104, что может указывать на происшедший разрыв пласта, то есть имеется ли значительная отрицательная разность количеств жидкостей. Точно так же значительная положительная разность будет указывать на вхождение пластовой текучей среды в ствол скважины.
После обработки в оборудовании 129 для удаления твердых частиц бурового раствора направляют в емкость 136 для бурового раствора. Буровой раствор из емкости 136 для бурового раствора направляют по трубе 134 обратно в трубу 140 и в бурильную колонну 112. Линия 144 противодавления, расположенная выше по потоку относительно насосов 138 для бурового раствора, по жидкости соединяет трубу 134 с тем, что обычно называют системой 146 противодавления. В одном осуществлении, показанном на фиг. 4, в трубу 134 врезан трехходовой клапан 148. Этот клапан 148 обеспечивает возможность избирательного направления жидкости из емкости 136 для бурового раствора к буровому насосу 138 для поступления в бурильную колонну 112 или направления к системе 146 противодавления. В другом осуществлении клапан 148 представляет собой клапан с регулируемым параметром, позволяющий подавать переменную часть общей подачи насоса в бурильную колонну 112, с одной стороны, и в линию 144 противодавления, с другой стороны. Таким образом, буровая жидкость может быть закачана как в бурильную колонну 112, так и в систему 146 противодавления. В одном осуществлении, показанном на фиг. 5, в трубе 134 предусмотрено трехходовое соединение 154 для жидкости, и первое создающее переменный поток, дросселирующее устройство 156 предусмотрено между трехходовым соединением 154 для жидкости и трубой 140 к буровому насосу 138, и второе создающее переменный поток, дросселирующее устройство 158 предусмотрено между трехходовым соединением 154 для жидкости и линией 144 противодавления. Поэтому обеспечивается возможность создания регулируемого противодавления во время всех процессов бурения и заканчивания скважины.
Как показано на фиг. 3, насос 128 противодавления снабжается буровым раствором из резервуара, протекающим по трубе 134, сообщенной с резервуаром 136. Хотя буровой раствор из трубы 124, расположенной ниже по потоку относительно вспомогательной системы 160 управления скважиной и выше по потоку относительно оборудования 129 для удаления твердых частиц, может быть использован для снабжения системы 146 противодавления жидкостью, должно быть понятно, что буровой раствор из резервуара 136 обработан с помощью оборудования 129 для удаления твердых частиц. По этой причине износ насоса 128 противодавления меньше, чем износ от закачиваемого бурового раствора, в котором буровой шлам все же присутствуют.
В одном варианте осуществлении насос 128 противодавления способен создавать противодавление около 2200 фунтов/дюйм2 (15168,5 кПа), хотя можно выбирать насосы с более высоким предельным давлением. Насос 128 противодавления закачивает буровой раствор в трубу 144, сообщенную с трубой 124 выше по потоку относительно вспомогательной системы 160 управления скважиной. Как обсуждалось ранее, буровой раствор из кольцевого пространства 115 направляется по трубе 124. Поэтому буровой раствор из насоса 128 противодавления оказывает противодавление на буровой раствор в трубе 124 и возвращается в кольцевое пространство 115 буровой скважины.
Вспомогательная система управления скважиной, показанная на фиг. 3, включает в себя автоматический штуцер 162 для управляемого выпуска бурового раствора под давлением из кольцевого пространства 115. Как показано на фиг. 6, автоматический штуцер 162 включает в себя подвижный вентильный элемент 164. Положение вентильного элемента 164 регулируется первым сигналом 166 регулирования давления и противодействующим вторым сигналом 168 регулирования давления. В отличие от этого фиксированные штуцеры используются в некоторых вариантах известных систем с замкнутым контуром, основанных на сигналах, получаемых и передаваемых минуя штуцер с регулированием отверстия штуцера, и поэтому такие системы не могут быть легко приспособлены к быстрым изменениям давления. Должно быть понятно, что преимущество автоматического штуцера заключается в том, что быстрые повышения, понижения давления и выбросы, которые возникают во втором сигнале регулирования давления, ослабляются первым противодействующим сигналом давления.
В одном осуществлении первый сигнал 166 регулирования давления представляет заданное значе
- 5 014363 ние давления, которое формируется управляющей системой 184 (описанной ниже и показанной на фиг. 7), а второй сигнал 168 регулирования давления представляет давление в обсадной колонне. Таким образом, если давление в обсадной колонне больше, чем заданное значение давления, жидкостные материалы под давлением, находящиеся внутри кольцевого пространства 115, выпускаются в емкость 136 для бурового раствора. И наоборот, если давление в обсадной колонне равно или меньше, чем заданное значение давления, то жидкостные материалы под давлением, находящиеся внутри кольцевого пространства 115, не выпускаются в емкость 136 для бурового раствора. Таким образом, автоматический штуцер 162 управляемым образом выпускает жидкости под давлением из кольцевого пространства 115 и тем самым, также управляемым образом, способствует поддержанию противодавления в буровой скважине 106, которая снабжена системой 146 противодавления. Кроме того, в примере осуществления автоматический штуцер 162 установлен по существу так, как описано в патенте США №6253787, описание которого включено в настоящую заявку путем ссылки.
Как показано на фиг. 3-5, автоматический штуцер 162 может быть соединен со штуцерным манифольдом 180. Резервный штуцер 182 также может быть соединен со штуцерным манифольдом 180. Клапаны (непоказанные) в манифольде 180 могут избирательно приводиться в действие для отведения жидкости из трубы 124 через резервный штуцер 182. Такое отведение потока через резервный штуцер 182 может быть желательным, например, когда автоматический штуцер 162 необходимо отключить для технического обслуживания. Поток можно избирательно повернуть обратно к автоматическому штуцеру 162 после завершения технического обслуживания.
Как показано на фиг. 7, структурная схема включает в себя управляющую систему 184 согласно осуществлению настоящего изобретения. Системные входные данные для управляющей системы 184 включают в себя давление 186 в скважине, которое измеряется модулем 119 датчиков, передается модулем 122 генератора импульсов давления в столбе бурового раствора системы измерений в процессе бурения и принимается преобразовательным оборудованием (непоказанным) на поверхности. Другие системные входные данные включают в себя давление на выходе насоса, входящий поток от расходомера 152, скорость проходки и скорость вращения колонны, а также нагрузку на долото и вращающий момент на долоте, которые могут быть переданы в виде импульсов давления из компоновки 113 низа бурильной колонны вверх по кольцевому пространству. Обратный поток измеряется с использованием расходомера 126. Сигналы, представляющие входные данные, передаются на управляющий блок (непоказанный), который сам состоит из управляющего блока буровой установки (непоказанного), станцию оператора бурения (непоказанную), процессор 188 и программируемый логический контроллер (ПЛК) 190 противодавления, все они соединены с общей сетью передачи данных. Процессор 188 выполняет несколько функций, включая контроль состояния давления в буровой скважине во время бурильных работ, прогнозирование реакции буровой скважины на продолжающееся бурение, выдачу команд на программируемый логический контроллер противодавления для управления насосом 128 противодавления и выдачу команд на пропорционально-интегрально-дифференциальный регулятор (ПИД-регулятор) 172 для управления автоматически штуцером. Логические схемы, связанные с процессором 188, будут дополнительно рассмотрены ниже.
Продолжим обращение к фиг. 7, где вспомогательная система 160 управления скважиной также может включать в себя цепь 170 обратной связи с датчиком, в которой фактическое значение давления в бурильной трубе (ДБТ) контролируется внутри бурильной колонны 112 с использованием выходного сигнала датчика. Затем фактическое значение давления в бурильной трубе, обеспечиваемое цепью 170 обратной связи с датчиком, сравнивается с заданным значением давления в бурильной трубе для формирования ошибки давления в бурильной трубе, которая обрабатывается ПИД-регулятором 172 для формирования заданного значения гидравлического давления (ЗЗД). ПИД-регулятор 172 содержит коэффициенты Кр, Κι и Кб усиления, которые умножаются на сигнал ошибки, интеграл сигнала ошибки и дифференциал сигнала ошибки, соответственно.
Процессор 188 обеспечивает выполнение программы для осуществления функций управления и функций калибровки модели в реальном времени. Процессор 188 принимает данные от различных источников и непрерывно в реальном времени вычисляет точное заданное значение противодавления на основании входных параметров. Затем заданное значение противодавления передается на программируемый логический контроллер 190, который формирует управляющие сигналы для насоса 128 противодавления. Входные параметры для вычисления заданного значения противодавления попадают в три основные группы. Первая группа представляет собой относительно фиксированные параметры, включая такие параметры, как геометрия скважины и обсадной колонны, диаметры сопел бурового долота и траектория ствола скважины. Хотя признается, что фактическая траектория ствола скважины может отклоняться от расчетной траектории, отклонение может быть учтено поправкой к расчетной траектории. Кроме того, в этой группе параметров находятся температурный профиль жидкости в кольцевом пространстве и состав жидкости. Как и параметры траектории, они обычно являются известными и не изменяются в продолжение бурильных работ. Одна задача заключается в поддержании плотности и состава жидкости относительно постоянными путем использования противодавления, чтобы создавать дополнительное давление для регулирования давления в кольцевом пространстве.
- 6 014363
Вторая группа параметров представляет собой переменные по своему характеру и они измеряются и регистрируются в реальном времени. По общей сети передачи данных эта информация доставляется к процессору 188. Эта информация включает в себя данные о расходе, обеспечиваемые скважинным расходомером и расходомером обратного потока, 152 и 126 соответственно, скорость проходки бурильной колонной или скорость бурильной колонны, частоту вращения бурильной колонны, глубину долота и глубину скважины, при этом последние два параметра получают из данных датчиков буровой установки. Последний параметр представляет собой данные о давлении в скважине, которые обеспечиваются набором 119 датчиков для измерений в процессе бурения/каротажа в процессе бурения и передаются вверх по кольцевому пространству телеметрическим модулем 122 с гидроимпульсным каналом связи. Одним другим параметром является заданное значение давления в скважине, требуемое давление в кольцевом пространстве.
В одном варианте осуществления использовано управление с упреждением. Специалистам в данной области техники должно быть понятно, что управление с упреждением относится к управляющей системе, в которой изменения заданного значения или возмущения в рабочих условиях могут быть предвидены и обработаны независимо от сигнала ошибки до того, как они могут неблагоприятно повлиять на динамику процесса. В примере осуществления при управлении с упреждением осуществляется предвидение изменений заданного значения давления в бурильной трубе и/или возмущений в рабочих условиях для буровой скважины 106. Используемый в настоящей заявке термин «возмущение» относится к формируемому извне нежелательному входному сигналу, оказывающему влияние на значение регулируемой выходной величины.
Заданное значение гидравлического давления в бурильной трубе обрабатывается в автоматическом штуцере 162 для регулирования фактического давления в обсадной колонне (ДОК). Затем фактическое давление в обсадной колонне обрабатывается в скважине 106 для регулирования фактического давления в бурильной трубе. Таким образом, система 160 поддерживает фактическое давление в бурильной трубе в пределах заданного диапазона приемлемых значений.
Процессор 188 включает в себя управляющий модуль для вычисления давления в кольцевом пространстве на всем протяжении длины заполненного ствола скважины с использованием различных моделей, предназначенных для различных параметров пласта и жидкости. Давление в стволе скважины является функцией не только давления или веса столба жидкости в скважине, но включает в себя давления, вызываемые бурильными работами, в том числе вытеснением жидкости бурильной колонной, потерями на трение при возвращении вверх по кольцевому пространству и другими факторами. Для вычисления давления внутри скважины, в управляющем модуле скважина рассматривается в виде бесконечного числа сегментов, при этом каждый сегмент ставится в соответствие интервалу ствола скважины. Для каждого из сегментов динамическое давление и вес жидкости вычисляются и используются для определения перепада давления на сегменте. Сегменты суммируются и определяется перепад давления для всего профиля скважины.
Известно, что расход бурового раствора 150, закачиваемого вниз по скважине, пропорционален скорости потока бурового раствора 150 и может быть использован для определения потерь динамического давления, когда жидкость закачивается вниз по скважине. Плотность бурового раствора 150 вычисляется для каждого сегмента с учетом его сжимаемости, оцененной нагрузки при резании и его теплового расширения для конкретного сегмента, которое само связано с температурным профилем для этого сегмента скважины. Вязкость бурового раствора при температурном профиле для сегмента также является полезной при определении потерь динамического давления для сегмента. Кроме того, при определении сжимаемости и коэффициента теплового расширения учитывается состав жидкости. Скорость проходки бурильной колонной связана с давлениями гидравлического удара и свабирования, возникающими во время бурильных работ, когда бурильную колонну перемещают в ствол скважины и из него.
Вращение бурильной колонны также используется для определения динамических давлений, поскольку оно создает силу трения между жидкостью в кольцевом пространстве и бурильной колонной. Глубина долота, глубина скважины и геометрия скважины/колонны, все они используются для содействия созданию моделируемых сегментов буровой скважины. Для вычисления веса бурового раствора, в предпочтительном осуществлении учитывается не только гидростатическое давление, оказываемое буровым раствором 150, но также сжатие бурового раствора, тепловое расширение бурового раствора и нагрузка бурового раствора обломками выбуренной породы, обнаруживаемая во время работ. Должно быть понятно, что нагрузка обломками выбуренной породы может быть определена, когда буровой раствор возвращается на поверхность и восстанавливается для дальнейшего использования. Все эти факторы входят в расчет статического давления.
Для динамического давления учитываются многие из тех же самых факторов, что и при определении статического давления. Однако дополнительно учитывается ряд других факторов. В том числе концепция ламинарного потока в сопоставлении с турбулентным. Характеристики потока являются функцией оцененной шероховатости, размера ствола и скорости потока бурового раствора. При вычислении также учитывается конкретная геометрия рассматриваемого сегмента. Она должна включать в себя эксцентричность ствола скважины и конкретную геометрию бурильной трубы (высадку муфты/ниппеля),
- 7 014363 которые влияют на скорость потока, наблюдаемую в кольцевом пространстве буровой скважины. Вычисление динамического давления дополнительно включает в себя учет скопления обломков выбуренной породы в забое скважины, а также реологию бурового раствора и влияние перемещения (углубления и вращения) бурильной колонны на динамическое давление бурового раствора.
В управляющем модуле перепад давления для всего кольцевого пространства вычисляется и сравнивается с заданным значением давления в скважине. Затем определяется требуемое противодавление и его значение передается в программируемый логический контроллер 190, который формирует управляющие сигналы для насоса 128 противодавления.
В приведенном выше рассмотрении относительно того, каким образом обычно вычисляется противодавление, использованы несколько скважинных параметров, включая давление в скважине и оценки вязкости и плотности бурового раствора. Эти параметры определяются в скважине и передаются вверх по столбу бурового раствора с использованием импульсов давления. Поскольку полоса пропускания канала данных в телеметрии по гидроимпульсному каналу связи является очень небольшой, и эта полоса пропускания используется для выполнения других действий, измерений в процессе бурения/каротажа в процессе бурения, а также действий по управлению бурильной колонной, давление в скважине, плотность и вязкость бурового раствора не могут быть введены в реальном времени в модель, основанную на динамическом регулировании давления в кольцевом пространстве. В соответствии с этим должно быть понятно, что, вероятно, будет различие между измеренным давлением в скважине, переданным вверх на поверхность, и спрогнозированным давлением в скважине для этой глубины. Когда такое происходит, в системе динамического регулирования давления в кольцевом пространстве вычисляются поправки к параметрам, и они реализуются в модели для выполнения новой наилучшей оценки давления в скважине. Поправки для модели могут быть сделаны путем изменения любого из переменных параметров. В предпочтительном осуществлении плотность и вязкость бурового раствора изменяются для коррекции спрогнозированного давления в скважине. Кроме того, в настоящем осуществлении результат измерения фактического давления в скважине используется только для калибровки вычисленного давления в скважине. Он не используется для прогнозирования отклика давления в кольцевом пространстве скважины. При условии, что ширина полосы скважинной телеметрии возрастает, ее можно применять на практике для включения в реальном времени информации о давлении и температуре в скважине, чтобы корректировать модель.
Управляющая система 184 получает характеристики переходного режима давления в обсадной колонне и/или давления в бурильной трубе и затем обновляет моделирование полной передаточной функции системы. Далее на основании обновленной модели полной передаточной функции системы в системе 184 изменяются коэффициенты усиления ПИД-регулятора 172 для оптимального регулирования давления в бурильной трубе и забойного давления. Система 184 дополнительно корректирует коэффициенты усиления ПИД-регулятора 172 и моделирование полной передаточной функции системы в зависимости от степени схождения, расхождения или несовпадения установившихся состояний между теоретической и фактической реакцией системы.
Поскольку имеется задержка между результатом измерения давления в скважине и другими входными данными в реальном времени, управляющая система 184 также производит операцию индексирования входных данных так, чтобы входные данные в реальном времени были надлежащим образом коррелированными с задержанными переданными скважинными входными данными. Входные данные датчика буровой установки, вычисленный перепад давления и противодавления, а также результаты скважинных измерений могут быть с метками времени или метками глубины, так что входные данные и результаты могут быть надлежащим образом коррелированными с последними принятыми скважинными данными. Путем использования регрессионного анализа на основе набора полученных в последнее время результатов измерений фактического давления с метками времени модель может быть скорректирована для более точного прогнозирования фактического давления и требуемого противодавления.
Использование раскрытой управляющей системы позволяет оператору осуществлять по существу ступенчатые изменения давления в кольцевом пространстве. В ответ на повышение давления, обнаруживаемое в поровом давлении, противодавление может быть повышено для ступенчатого изменения давления в кольцевом пространстве в ответ на повышение порового давления, в противоположность способам поддержания нормального давления в кольцевом пространстве. Система также обеспечивает преимущество, заключающееся в возможности уменьшения противодавления в ответ на снижение порового давления. Должно быть понятно, что разность между поддерживаемым давлением в кольцевом пространстве и поровым давлением, известная как давление репрессии, значительно меньше, чем давление репрессии, обнаруживаемое при использовании известных способов регулирования давления в кольцевом пространстве. Условия сильной репрессии могут оказывать неблагоприятное воздействие на проницаемость пласта, при этом большее количество скважинной жидкости вытесняется в пласт.
Понятно, что в приведенном выше могут быть сделаны изменения без отступления от объема изобретения. Например, любой штуцер, способный управляться сигналом заданного значения, может быть использован в системе 100. Кроме того, автоматический штуцер 162 может управляться пневматическим, гидравлическим, электрическим и/или гибридным приводом и может принимать и обрабатывать пнев
- 8 014363 магические, гидравлические, электрические и/или гибридные заданные значения регулируемой величины и управляющие сигналы. В дополнение к этому автоматический штуцер 162 может также включать в себя встроенный контроллер, который обеспечивает по меньшей мере часть остальных управляющих функциональных возможностей системы 184. Кроме того, ПИД-регулятор 172 и управляющий блок 184 могут быть, например, аналоговыми, цифровыми или гибридными, аналого-цифровыми, и могут быть реализованы, например, путем использования программируемого компьютера общего назначения или применения специализированной интегральной схемы. Наконец, как обсуждалось выше, идеи системы 100 могут быть применены для регулирования рабочих давлений в любой буровой скважине, образованной в грунте, включая, например, нефтяную или газовую продуктивную скважину, в подземном трубопроводе, шахтном стволе или другой подземной конструкции, в которой желательно регулировать рабочие давления.
Согласно одному аспекту изобретения раскрытые в настоящей заявке осуществления относятся к способу регулирования давления в кольцевом пространстве в стволе скважины, который включает в себя этапы направления бурового раствора по бурильной колонне и вверх по кольцевому пространству между бурильной колонной и стволом скважины, ввода множества параметров в процессор, вычисления заданного значения давления для насоса противодавления, приложения противодавления к кольцевому пространству насосом противодавления, управляемого выпуска бурового раствора под давлением из кольцевого пространства с помощью автоматического штуцера, при этом управляемый выпуск бурового раствора под давлением из кольцевого пространства включает в себя этапы формирования сигнала заданного значения давления в обсадной колонне, измерения фактического давления в обсадной колонне и формирования сигнала фактического давления в обсадной колонне, вычисления сигнала ошибки на основании сигнала заданного значения давления в обсадной колонне и сигнала фактического давления в обсадной колонне, обработки сигнала ошибки ПИД-регулятором и регулирования автоматического штуцера ПИД-регулятором.
Согласно другому аспекту изобретения раскрытые в настоящей заявке осуществления относятся к способу создания эквивалентной плотности циркуляции в подземном стволе скважины в случае, когда один или несколько буровых насосов включают или останавливают, и этот способ включает в себя этапы направления бурового раствора по бурильной колонне и вверх по кольцевому пространству между бурильной колонной и стволом скважины, ввода множества параметров в процессор, вычисления заданного значения давления для насоса противодавления, приложения противодавления к кольцевому пространству насосом противодавления, управляемого выпуска бурового раствора под давлением из кольцевого пространства с помощью автоматического штуцера, при этом управляемый выпуск бурового раствора под давлением из кольцевого пространства включает в себя этапы формирования сигнала заданного значения давления в обсадной колонне, измерения фактического давления в обсадной колонне и формирования сигнала фактического давления в обсадной колонне, вычисления сигнала ошибки на основании сигнала заданного значения давления в обсадной колонне и сигнала фактического давления в обсадной колонне, обработки сигнала ошибки ПИД-регулятором и регулирования автоматического штуцера ПИД-регулятором.
Согласно еще одному аспекту изобретения раскрытые в настоящей заявке осуществления относятся к способу регулирования пластового давления в подземном стволе скважины во время бурильных работ, который включает в себя этапы направления бурового раствора по бурильной колонне и вверх по кольцевому пространству между бурильной колонной и стволом скважины, ввода множества параметров в процессор, вычисления заданного значения давления для насоса противодавления, приложения противодавления к кольцевому пространству насосом противодавления, управляемого выпуска бурового раствора под давлением из кольцевого пространства с помощью автоматического штуцера, при этом управляемый выпуск бурового раствора под давлением из кольцевого пространства включает в себя этапы формирования сигнала заданного значения давления в обсадной колонне, измерения фактического давления в обсадной колонне и формирования сигнала фактического давления в обсадной колонне, вычисления сигнала ошибки на основании сигнала заданного значения давления в обсадной колонне и сигнала фактического давления в обсадной колонне, обработки сигнала ошибки ПИД-регулятором и регулирования автоматического штуцера ПИД-регулятором.
Хотя заявляемые объекты изобретения были описаны с обращением к ограниченному числу осуществлений, специалистам в данной области техники, имеющим выгоду от этого раскрытия, должно быть понятно, что могут быть разработаны другие осуществления, которые не выходят из объема заявляемых объектов изобретения, раскрытых в настоящей заявке. Поэтому объем заявляемых объектов изобретения должен ограничиваться только прилагаемой формулой изобретения.
Claims (13)
1. Способ поддержания давления в стволе скважины во время бурильных работ, содержащий следующие этапы:
подача жидкости из резервуара по бурильной колонне;
- 9 014363 циркуляции жидкости из бурильной колонны в кольцевое пространство между бурильной колонной и стволом скважины;
герметизация кольцевого пространства посредством вращающегося регулирующего устройства, установленного в устье скважины;
измерение давления в кольцевом пространстве;
вычисление заданного значения противодавления;
приложение противодавления к кольцевому пространству на основании вычисленного заданного значения противодавления;
перемещение жидкости из кольцевого пространства к регулируемому штуцеру в процессе функционирования вращающегося регулирующего устройства;
управляемый выпуск жидкости под давлением из кольцевого пространства через регулируемый штуцер;
отделение твердых частиц от жидкости и направление жидкости обратно в резервуар.
2. Способ по п.1, дополнительно содержащий определение количества жидкости, потерянной или полученной в стволе скважины.
3. Способ по п.2, в котором при определении количества жидкости, потерянной или полученной в стволе скважине, дополнительно измеряют расход жидкости из резервуара в ствол скважины и измеряют расход отклоняемой жидкости.
4. Способ по п.1, дополнительно содержащий следующие этапы:
введение в процессор фиксированных параметров, относящихся к стволу скважины;
измерение расхода жидкости, подаваемой из резервуара в ствол скважины;
введение в процессор измеренного расхода жидкости, подаваемой из резервуара в ствол скважины; измерение расхода жидкости, отклоняемой из ствола скважины в регулируемый штуцер;
введение в процессор измеренного расхода жидкости, отклоняемой из ствола скважины в регулируемый штуцер;
измерение давления в скважине;
введение в процессор измеренного давления в скважине;
вычисление заданного значения давления в скважине на основании фиксированных параметров, измеренных расходов и измеренного давления в скважине;
регулировка противодавления, прикладываемого к кольцевому пространству, на основании вычисленного заданного значения давления в скважине.
5. Способ по п.1, дополнительно содержащий регулировку противодавления, прикладываемого к кольцевому пространству.
6. Способ по п.1, дополнительно содержащий закачку жидкости из резервуара по линии противодавления для приложения противодавления к кольцевому пространству.
7. Способ по п.1, дополнительно содержащий следующие этапы:
измерение давления в бурильной трубе;
введение в процессор давления в бурильной трубе; вычисление целевого давления в бурильной трубе;
передача в пропорционально-интегрально-дифференциальный регулятор целевого давления в бурильной трубе;
формирование заданного значения гидравлического давления;
подача заданного значения гидравлического давления на штуцер;
при этом штуцер автоматически регулируется в ответ на заданное значение гидравлического давления для приложения давления в обсадной колонне к стволу скважины, и давление в обсадной колонне в стволе скважины оказывает влияние на давление в бурильной трубе.
8. Установка для поддержания давления во время бурильных работ в стволе скважины, имеющем установленную и зацементированную на месте обсадную колонну, содержащая резервуар, содержащий жидкость для ствола скважины, бурильную колонну, сообщенную с резервуаром, преобразователь давления, установленный в бурильной колонне для измерения давления в кольцевом пространстве, образованном между стволом скважины и бурильной колонной, вращающееся регулирующее устройство, установленное в устье скважины, герметизирующее кольцевое пространство, сообщенное с резервуаром для жидкости, подаваемой в бурильную колонну, и перемещающее жидкость и твердые частицы из кольцевого пространства к регулируемому штуцеру в процессе своего функционирования, при этом регулируемый штуцер сообщен с вращающимся регулирующим устройством и способен выпускать жидкость под давлением из кольцевого пространства при поступлении управляющего сигнала, оборудование для отделения твердых частиц от жидкости, соединенное с регулируемым штуцером и сообщенное с резервуаром для жидкости, процессор, связанный с преобразователем давления и вычисляющий заданное значение противодавления на основе измеренного значения давления, и насос противодавления, сообщенный с резервуаром для жидкости и прикладывающий противодавление к кольцевому пространству на основании вычисленного заданного значения противодавления.
- 10 014363
9. Установка по п.8, дополнительно содержащая расходомер, расположенный между резервуаром и бурильной колонной, измеряющий первый расход, второй расходомер между кольцевым пространством и штуцером, измеряющий второй расход, и при этом процессор способен принимать первый и второй расходы и определять количество жидкости, потерянной или полученной в стволе скважины.
10. Установка по п.8, дополнительно содержащая пропорционально-интегрально-дифференциальный регулятор, принимающий информацию от процессора, способный формировать заданное значение гидравлического давления и подавать его на штуцер, при этом штуцер способен автоматически регулироваться в ответ на заданное значение гидравлического давления для приложения давления в обсадной колонне к стволу скважины.
11. Установка по п.8, дополнительно содержащая программируемый логический контроллер для управления насосом противодавления, при этом процессор способен вычислять заданное значение давления в скважине и передавать заданное значение давления в скважине в программируемый логический контроллер, и насос противодавления способен управляться программируемым логическим контроллером на основании заданного значения давления в скважине.
12. Установка по п.8, в которой насос противодавления обеспечивает противодавление около 2200 фунтов/дюйм2.
13. Установка по п.8, дополнительно содержащая штуцерный манифольд и резервный штуцер в штуцерном манифольде, которые избирательно сообщены с вращающимся регулирующим устройством, осуществляющим управляемый выпуск жидкости под давлением из кольцевого пространства.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US86255806P | 2006-10-23 | 2006-10-23 | |
| PCT/US2007/082245 WO2008051978A1 (en) | 2006-10-23 | 2007-10-23 | Method and apparatus for controlling bottom hole pressure in a subterranean formation during rig pump operation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200970408A1 EA200970408A1 (ru) | 2009-10-30 |
| EA014363B1 true EA014363B1 (ru) | 2010-10-29 |
Family
ID=39324935
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200970408A EA014363B1 (ru) | 2006-10-23 | 2007-10-23 | Способ и устройство для регулирования забойного давления в подземном пласте во время работы бурового насоса |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8490719B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0718493B1 (ru) |
| CA (1) | CA2667199C (ru) |
| EA (1) | EA014363B1 (ru) |
| GB (1) | GB2456438B (ru) |
| MX (1) | MX2009004270A (ru) |
| NO (1) | NO343409B1 (ru) |
| WO (1) | WO2008051978A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2012122468A1 (en) * | 2011-03-09 | 2012-09-13 | Prad Research And Development Limited | Method for automatic pressure control during drilling including correction for drill string movement |
| RU2598268C1 (ru) * | 2015-10-13 | 2016-09-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт Земной коры Сибирского отделения Российской академии наук | Способ первичного вскрытия сложного кавернозно-трещинного карбонатного нефтегазонасыщенного пласта горизонтальным стволом большой протяженности |
Families Citing this family (50)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| MX2009004270A (es) * | 2006-10-23 | 2009-07-02 | Mi Llc | Metodo y aparato para controlar la presion del fondo de un pozo en una formacion subterranea durante la operacion de una bomba de plataforma petrolifera. |
| US9435162B2 (en) | 2006-10-23 | 2016-09-06 | M-I L.L.C. | Method and apparatus for controlling bottom hole pressure in a subterranean formation during rig pump operation |
| US7857067B2 (en) | 2008-06-09 | 2010-12-28 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole application for a backpressure valve |
| GB0819340D0 (en) | 2008-10-22 | 2008-11-26 | Managed Pressure Operations Ll | Drill pipe |
| GB0905633D0 (en) | 2009-04-01 | 2009-05-13 | Managed Pressure Operations Ll | Apparatus for and method of drilling a subterranean borehole |
| GB2469119B (en) | 2009-04-03 | 2013-07-03 | Managed Pressure Operations | Drill pipe connector |
| BR112012005623A2 (pt) | 2009-09-15 | 2016-06-21 | Managed Pressure Operations | método para perfurar um furo de poço substerrâneo. |
| GB2473672B (en) | 2009-09-22 | 2013-10-02 | Statoilhydro Asa | Control method and apparatus for well operations |
| US9328573B2 (en) * | 2009-10-05 | 2016-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Integrated geomechanics determinations and wellbore pressure control |
| US9279298B2 (en) * | 2010-01-05 | 2016-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well control systems and methods |
| BR112012022420B1 (pt) * | 2010-03-05 | 2021-03-30 | Safekick Americas Llc | Método para controlar um poço sendo perfurado em uma formação subterrânea e sistema de controle de poço |
| US8240398B2 (en) | 2010-06-15 | 2012-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annulus pressure setpoint correction using real time pressure while drilling measurements |
| GB2483671B (en) * | 2010-09-15 | 2016-04-13 | Managed Pressure Operations | Drilling system |
| US8684109B2 (en) | 2010-11-16 | 2014-04-01 | Managed Pressure Operations Pte Ltd | Drilling method for drilling a subterranean borehole |
| US9458696B2 (en) | 2010-12-24 | 2016-10-04 | Managed Pressure Operations Pte. Ltd. | Valve assembly |
| EP2659082A4 (en) | 2010-12-29 | 2017-11-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subsea pressure control system |
| EP2694772A4 (en) * | 2011-04-08 | 2016-02-24 | Halliburton Energy Services Inc | AUTOMATIC LEVEL TUBE PRESSURE CONTROL ON HOLES |
| US9249638B2 (en) * | 2011-04-08 | 2016-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore pressure control with optimized pressure drilling |
| MX2013013366A (es) * | 2011-05-16 | 2014-01-08 | Halliburton Energy Serv Inc | Unidad movil de optimizacion de presion para operaciones de perforacion. |
| US9605507B2 (en) | 2011-09-08 | 2017-03-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | High temperature drilling with lower temperature rated tools |
| CN102402184B (zh) * | 2011-10-28 | 2013-09-11 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 井筒压力模型预测系统控制方法 |
| AU2011380946B2 (en) * | 2011-11-08 | 2015-11-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Preemptive setpoint pressure offset for flow diversion in drilling operations |
| US9447647B2 (en) | 2011-11-08 | 2016-09-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Preemptive setpoint pressure offset for flow diversion in drilling operations |
| CA2795818C (en) * | 2011-11-16 | 2015-03-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Managed pressure cementing |
| CN103958830A (zh) | 2011-11-30 | 2014-07-30 | 哈里伯顿能源服务公司 | 使用随钻井下压力测量来检测和减轻流入 |
| US9932787B2 (en) * | 2011-12-14 | 2018-04-03 | Smith International, Inc. | Systems and methods for managed pressured drilling |
| EP2791463B1 (en) * | 2011-12-15 | 2018-02-28 | Services Pétroliers Schlumberger | Fine control of casing pressure |
| US9328575B2 (en) * | 2012-01-31 | 2016-05-03 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Dual gradient managed pressure drilling |
| CA2871620C (en) * | 2012-04-27 | 2017-01-03 | Schlumberger Canada Limited | Wellbore annular pressure control system and method using gas lift in drilling fluid return line |
| CN103470201B (zh) | 2012-06-07 | 2017-05-10 | 通用电气公司 | 流体控制系统 |
| CA2877697A1 (en) * | 2012-07-02 | 2014-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure control in drilling operations with choke position determined by cv curve |
| WO2014055352A1 (en) * | 2012-10-03 | 2014-04-10 | Shell Oil Company | Optimizing performance of a drilling assembly |
| AU2012397850A1 (en) | 2012-12-28 | 2015-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expanded mud pulse telemetry |
| US9534604B2 (en) * | 2013-03-14 | 2017-01-03 | Schlumberger Technology Corporation | System and method of controlling manifold fluid flow |
| US10533406B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-01-14 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for pairing system pumps with fluid flow in a fracturing structure |
| US9664003B2 (en) | 2013-08-14 | 2017-05-30 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Non-stop driller manifold and methods |
| MX2016004076A (es) | 2013-10-31 | 2016-08-11 | Landmark Graphics Corp | Determinacion de la presion dentro de un espacio anular sellado. |
| US9828847B2 (en) * | 2014-06-10 | 2017-11-28 | Mhwirth As | Method for predicting hydrate formation |
| GB2547565B (en) * | 2014-12-10 | 2020-12-23 | Halliburton Energy Services Inc | Method for using managed pressure drilling with epoxy resin |
| US9988866B2 (en) | 2014-12-12 | 2018-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Automatic choke optimization and selection for managed pressure drilling |
| WO2016118150A1 (en) * | 2015-01-23 | 2016-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure relief valve set point systems |
| CA2996170C (en) * | 2015-09-01 | 2020-07-21 | Schlumberger Canada Limited | Proportional control of rig drilling mud flow |
| US10472935B2 (en) * | 2015-10-23 | 2019-11-12 | Praxair Technology, Inc. | Method of controlling static pressure in the reservoir of a liquefied gas and proppant blender |
| US10533548B2 (en) | 2016-05-03 | 2020-01-14 | Schlumberger Technology Corporation | Linear hydraulic pump and its application in well pressure control |
| NO20170933A1 (en) * | 2017-06-08 | 2018-10-25 | Mhwirth As | Method and system for determining downhole pressure in drilling operations |
| CN110847834A (zh) * | 2019-12-02 | 2020-02-28 | 中国石油集团西部钻探工程有限公司 | 更换旋转总成过程中控制井底压力稳定的方法 |
| CA3077714C (en) | 2020-04-09 | 2020-08-25 | Pason Systems Corp. | Method of controlling a drilling operation, and rotating control device mitigator |
| CN111852366B (zh) * | 2020-05-29 | 2022-10-18 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种用于旋转导向系统下传装置的精确分流方法 |
| US11566514B2 (en) | 2020-10-19 | 2023-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Bottomhole choke for managed pressure cementing |
| WO2024081242A1 (en) * | 2022-10-14 | 2024-04-18 | Schlumberger Technology Corporation | Pressure response test to detect leakage of rotating control device |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4449594A (en) * | 1982-07-30 | 1984-05-22 | Allied Corporation | Method for obtaining pressurized core samples from underpressurized reservoirs |
| US5474142A (en) * | 1993-04-19 | 1995-12-12 | Bowden; Bobbie J. | Automatic drilling system |
| US6904981B2 (en) * | 2002-02-20 | 2005-06-14 | Shell Oil Company | Dynamic annular pressure control apparatus and method |
| US7044237B2 (en) * | 2000-12-18 | 2006-05-16 | Impact Solutions Group Limited | Drilling system and method |
Family Cites Families (36)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3470972A (en) * | 1967-06-08 | 1969-10-07 | Warren Automatic Tool Co | Bottom-hole pressure regulation apparatus |
| US3552502A (en) * | 1967-12-21 | 1971-01-05 | Dresser Ind | Apparatus for automatically controlling the killing of oil and gas wells |
| US3677353A (en) * | 1970-07-15 | 1972-07-18 | Cameron Iron Works Inc | Apparatus for controlling well pressure |
| US3827511A (en) * | 1972-12-18 | 1974-08-06 | Cameron Iron Works Inc | Apparatus for controlling well pressure |
| US4733232A (en) * | 1983-06-23 | 1988-03-22 | Teleco Oilfield Services Inc. | Method and apparatus for borehole fluid influx detection |
| US4733233A (en) * | 1983-06-23 | 1988-03-22 | Teleco Oilfield Services Inc. | Method and apparatus for borehole fluid influx detection |
| FR2619156B1 (fr) * | 1987-08-07 | 1989-12-22 | Forex Neptune Sa | Procede de controle des venues de fluides dans les puits d'hydrocarbures |
| FR2619155B1 (fr) * | 1987-08-07 | 1989-12-22 | Forex Neptune Sa | Procede d'analyse dynamique des venues de fluides dans les puits d'hydrocarbures |
| GB2239279B (en) * | 1989-12-20 | 1993-06-16 | Forex Neptune Sa | Method of analysing and controlling a fluid influx during the drilling of a borehole |
| US7174975B2 (en) | 1998-07-15 | 2007-02-13 | Baker Hughes Incorporated | Control systems and methods for active controlled bottomhole pressure systems |
| US6374925B1 (en) | 2000-09-22 | 2002-04-23 | Varco Shaffer, Inc. | Well drilling method and system |
| US6484816B1 (en) | 2001-01-26 | 2002-11-26 | Martin-Decker Totco, Inc. | Method and system for controlling well bore pressure |
| US6575244B2 (en) * | 2001-07-31 | 2003-06-10 | M-I L.L.C. | System for controlling the operating pressures within a subterranean borehole |
| US7185719B2 (en) | 2002-02-20 | 2007-03-06 | Shell Oil Company | Dynamic annular pressure control apparatus and method |
| US7178592B2 (en) | 2002-07-10 | 2007-02-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Closed loop multiphase underbalanced drilling process |
| US6920942B2 (en) * | 2003-01-29 | 2005-07-26 | Varco I/P, Inc. | Method and apparatus for directly controlling pressure and position associated with an adjustable choke apparatus |
| US20050222772A1 (en) * | 2003-01-29 | 2005-10-06 | Koederitz William L | Oil rig choke control systems and methods |
| MXPA06001754A (es) * | 2003-08-19 | 2006-05-12 | Shell Int Research | Sistema y metodo de perforacion. |
| US20050092523A1 (en) | 2003-10-30 | 2005-05-05 | Power Chokes, L.P. | Well pressure control system |
| CN100353027C (zh) | 2003-10-31 | 2007-12-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种欠平衡钻井井底压力自动控制系统及方法 |
| GB0414128D0 (en) | 2004-06-24 | 2004-07-28 | Renovus Ltd | Valve |
| CN101023241A (zh) * | 2004-09-22 | 2007-08-22 | 国际壳牌研究有限公司 | 钻有损耗地层的方法 |
| US7836973B2 (en) * | 2005-10-20 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Annulus pressure control drilling systems and methods |
| AU2007205225B2 (en) * | 2006-01-05 | 2010-11-11 | Prad Research And Development Limited | Method for determining formation fluid entry into or drilling fluid loss from a borehole using a dynamic annular pressure control system |
| US20070227774A1 (en) * | 2006-03-28 | 2007-10-04 | Reitsma Donald G | Method for Controlling Fluid Pressure in a Borehole Using a Dynamic Annular Pressure Control System |
| US20070246263A1 (en) * | 2006-04-20 | 2007-10-25 | Reitsma Donald G | Pressure Safety System for Use With a Dynamic Annular Pressure Control System |
| MX2009004270A (es) * | 2006-10-23 | 2009-07-02 | Mi Llc | Metodo y aparato para controlar la presion del fondo de un pozo en una formacion subterranea durante la operacion de una bomba de plataforma petrolifera. |
| EP2415960B1 (en) * | 2007-07-27 | 2017-04-12 | Weatherford Technology Holdings, LLC | Continuous flow drilling systems and methods |
| US7984770B2 (en) * | 2008-12-03 | 2011-07-26 | At-Balance Americas, Llc | Method for determining formation integrity and optimum drilling parameters during drilling |
| US8281875B2 (en) * | 2008-12-19 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
| US20100186960A1 (en) * | 2009-01-29 | 2010-07-29 | Reitsma Donald G | Wellbore annular pressure control system and method using accumulator to maintain back pressure in annulus |
| US9567843B2 (en) * | 2009-07-30 | 2017-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling methods with event detection |
| US9328573B2 (en) * | 2009-10-05 | 2016-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Integrated geomechanics determinations and wellbore pressure control |
| BR112012022420B1 (pt) * | 2010-03-05 | 2021-03-30 | Safekick Americas Llc | Método para controlar um poço sendo perfurado em uma formação subterrânea e sistema de controle de poço |
| US8240398B2 (en) * | 2010-06-15 | 2012-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annulus pressure setpoint correction using real time pressure while drilling measurements |
| US8757272B2 (en) * | 2010-09-17 | 2014-06-24 | Smith International, Inc. | Method and apparatus for precise control of wellbore fluid flow |
-
2007
- 2007-10-23 MX MX2009004270A patent/MX2009004270A/es active IP Right Grant
- 2007-10-23 CA CA2667199A patent/CA2667199C/en active Active
- 2007-10-23 GB GB0906542A patent/GB2456438B/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-10-23 EA EA200970408A patent/EA014363B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-10-23 BR BRPI0718493A patent/BRPI0718493B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2007-10-23 US US12/445,686 patent/US8490719B2/en active Active
- 2007-10-23 WO PCT/US2007/082245 patent/WO2008051978A1/en active Application Filing
-
2009
- 2009-04-20 NO NO20091546A patent/NO343409B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4449594A (en) * | 1982-07-30 | 1984-05-22 | Allied Corporation | Method for obtaining pressurized core samples from underpressurized reservoirs |
| US5474142A (en) * | 1993-04-19 | 1995-12-12 | Bowden; Bobbie J. | Automatic drilling system |
| US7044237B2 (en) * | 2000-12-18 | 2006-05-16 | Impact Solutions Group Limited | Drilling system and method |
| US6904981B2 (en) * | 2002-02-20 | 2005-06-14 | Shell Oil Company | Dynamic annular pressure control apparatus and method |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2012122468A1 (en) * | 2011-03-09 | 2012-09-13 | Prad Research And Development Limited | Method for automatic pressure control during drilling including correction for drill string movement |
| RU2598268C1 (ru) * | 2015-10-13 | 2016-09-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт Земной коры Сибирского отделения Российской академии наук | Способ первичного вскрытия сложного кавернозно-трещинного карбонатного нефтегазонасыщенного пласта горизонтальным стволом большой протяженности |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20100288507A1 (en) | 2010-11-18 |
| US8490719B2 (en) | 2013-07-23 |
| BRPI0718493A2 (pt) | 2014-01-21 |
| CA2667199A1 (en) | 2008-05-02 |
| WO2008051978A1 (en) | 2008-05-02 |
| GB2456438B (en) | 2011-01-12 |
| NO343409B1 (no) | 2019-02-25 |
| BRPI0718493B1 (pt) | 2018-10-16 |
| NO20091546L (no) | 2009-07-22 |
| CA2667199C (en) | 2014-12-09 |
| EA200970408A1 (ru) | 2009-10-30 |
| GB2456438A (en) | 2009-07-22 |
| MX2009004270A (es) | 2009-07-02 |
| GB0906542D0 (en) | 2009-05-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA014363B1 (ru) | Способ и устройство для регулирования забойного давления в подземном пласте во время работы бурового насоса | |
| RU2301319C2 (ru) | Устройство и способ динамического регулирования давления в кольцевом пространстве | |
| US7395878B2 (en) | Drilling system and method | |
| US8567525B2 (en) | Method for determining fluid control events in a borehole using a dynamic annular pressure control system | |
| US6904981B2 (en) | Dynamic annular pressure control apparatus and method | |
| US7562723B2 (en) | Method for determining formation fluid entry into or drilling fluid loss from a borehole using a dynamic annular pressure control system | |
| US9435162B2 (en) | Method and apparatus for controlling bottom hole pressure in a subterranean formation during rig pump operation | |
| US20070227774A1 (en) | Method for Controlling Fluid Pressure in a Borehole Using a Dynamic Annular Pressure Control System | |
| CN105089609A (zh) | 用于控制井筒压力的方法 | |
| RU2577345C2 (ru) | Способ управления давлением в стволе скважины при бурении с оптимизацией давления |
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 BY KG MD TJ |
|
| 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): AZ KZ TM RU |