EA019219B1 - Система и способ для подводного бурения - Google Patents

Abstract

Предложены способ подводного бурения и система для управления давлением буровой текучей среды, в которых бурильную текучую среду закачивают вниз в ствол скважины через буровую колонну и возвращают обратно через кольцевое пространство между буровой колонной и стволом скважины. Давление буровой текучей среды контролируют путем выведения буровой текучей среды из водоотделяющей колонны (8) или противовыбросового превентора (6) на уровне между дном моря и поверхностью моря для обеспечения регулирования гидростатического напора буровой текучей среды. Выведенную буровую текучую среду и газ разделяют в подводном сепараторе (28), при этом газ выпускают к поверхности через выпускную линию (39), а текучую среду нагнетают к поверхности с помощью насоса (40).

Description

Данное изобретение относится к системам, способам и конструкциям для бурения подводных скважин, которые обеспечивают возможность контроля и регулирования давлений в кольцевом пространстве при выполнении операций бурения и процедур управления скважиной. Более конкретно, изобретение решает основные проблемы, возникающие при обычном бурении и при использовании другой известной технологии в случае возникновения в подземных пластах давления, превышающего ожидаемое. Эти проблемы связаны с возрастанием давления в стволе скважины и на поверхности при выведении циркуляцией поступающих углеводородов или газа. Целью изобретения является обеспечение возможности более эффективного регулирования давлений в стволе скважины во время бурения и наращивания бурильных труб, а также возможности контроля процедур управления скважиной благодаря так называемому условию дисбаланса давлений при минимальном или отсутствующем давлении на поверхности, что делает эти операции более безопасными и эффективными, чем раньше. Будет показано, что может быть обеспечено эффективное и безопасное управление выбросами из скважины без необходимости закрытия каких бы то ни было барьерных элементов (противовыбросовых превенторов (ВОР)) на дне моря или на поверхности.

Предпосылки изобретения

Г лубоководное бурение или бурение через истощенные пласты является сложной задачей из-за малой разницы между поровым давлением и давлением гидроразрыва пласта. Указанная малая разница подразумевает частую установку обсадных труб и ограничивает циркуляцию бурового раствора вследствие трения в кольцевом пространстве. Низкая скорость потока снижает скорость бурения и вызывает проблемы с транспортировкой бурового шлама в стволе скважины.

Обычно необходимо наличие двух независимых барьеров давления между пластом и окружающей средой. В процессе подводного бурения обычно первичным барьером является столб буровой текучей среды (раствора) в стволе скважины, а противовыбросовый превентор (ВОР), присоединенный к устью скважины, служит вторичным барьером.

Операции бурения с плавучих оснований являются более критичными по сравнению с бурением с опирающихся на дно платформ, так как судно движется под действием ветра, волн и морского течения. Более того, в случае морского бурения высоконапорное устье скважины и противовыбросовый превентор расположены на дне или вблизи него. Бурильная установка на поверхности воды соединена с подводным противовыбросовым превентором и высоконапорным устьем скважины с помощью водоотделяющей колонны, содержащей буровую текучую среду, которая переносит выбуренную породу на поверхность и обеспечивает первичный барьер давления. Данную водоотделяющую колонну обычно называют низконапорной колонной. Вследствие большого размера указанной колонны (обычно от 14 дюймов (36 см) до 21 дюйма (53 см) в диаметре) величина ее внутреннего давления ниже, чем требуемая величина внутреннего давления для указанных превентора и устья скважины. Поэтому меньшие по диаметру трубы с высоким внутренним давлением проходят параллельно основному стволу низконапорной водоотделяющей колонны и прикреплены к нему, при этом вспомогательные высоконапорные линии имеют внутренние давления, равные давлениям высоконапорных превентора и устья скважины. Обычно эти линии или трубы называют линиями глушения и дроссельными линиями. Такие высоконапорные линии необходимы, поскольку в случае поступления газа высокого давления, находящегося под землей, в ствол скважины требуется наличие высоких давлений на поверхности для обеспечения возможности транспортировки этого газа из скважины управляемым способом. Причиной выполнения высоконапорных линий являются способы и процедуры, требовавшиеся до настоящего времени для транспортировки (выведения циркуляцией) газа из скважины при постоянном забойном давлении. До сих пор было невозможно следовать этим процедурам, используя низконапорную основную водоотделяющую колонну и подвергая ее воздействию этих давлений. Циркуляцию притока породы от забоя/открытого забоя скважины приходится осуществлять по высоконапорным вспомогательным линиям.

В дополнение к этим высоконапорным линиям может быть выполнена третья линия, присоединенная изнутри к основной водоотделяющей колонне в ее нижнем конце. Эту линию часто называют бустерной линией. Указанная линия обычно используется для нагнетания буровой текучей среды или жидкостей в основной ствол колонны с обеспечением установления контура циркуляции и возможности, таким образом, циркуляции текучих сред в водоотделяющей колонне и, в дополнение к циркуляции вниз по бурильной трубе, вверх по кольцевому пространству скважины и колонны к поверхности. Водоотделяющая колонна присоединена к подводному противовыбросовому превентору с дистанционно управляемым механизмом отсоединения водоотделяющей колонны, который часто называют механизмом отсоединения водоотделяющей колонны (ΡΌΡ). Это означает, что в случае потери буровой установкой своего положения или по причине погодных условий колонна может быть отсоединена от превентора, так что скважина может быть закреплена и закрыта подводным противовыбросовым превентором, и буровая установка может покинуть место бурения или получить возможность свободного перемещения без аппаратных ограничений, таких как позиционирование или ограничение длиной хода телескопического соединения колонны.

По существу, при бурении морской скважины с мобильной морской буровой установки необходим так называемый резерв водоотделяющей колонны. Резерв водоотделяющей колонны означает, что в

- 1 019219 случае отсоединения указанной колонны гидростатическое давление, оказываемое буровым раствором в скважине, и давление морской воды над подводным противовыбросовым превентором являются достаточными для поддержания перевеса над жидкостным давлением породы в открытой подземной части пласта (при отсоединении водоотделяющей колонны от подводного противовыбросового превентора гидростатический напор буровой текучей среды в стволе скважины и гидростатический напор морской воды должны быть равны поровому давлению пласта в открытой скважине или превышать его для обеспечения достижения резерва водоотделяющей колонны.) Однако указанный резерв трудно достичь, особенно на большой глубине. В большинстве случаев это невозможно из-за низких значений буровых резервов (разницы между поровым давлением пласта и прочностью подземного пласта, подвергаемого гидростатическому или гидродинамическому давлению со стороны буровой текучей среды).

Для уменьшения некоторых из вышеупомянутых проблем были предложены способы бурения с управляемым давлением (ΜΡΌ). Одним из способов такого бурения является использование возвратной системы с низкой водоотделяющей колонной (ЬККБ). Такие системы описаны в патентных документах РСТ/ΝΟ 02/00317 и N0 318220. Другие, более ранние системы, описаны в патентах США № 6454022, 4291722, 4046191 и 6454022.

Данные новая система и способы чрезвычайно улучшают управление скважиной и процедуры управления скважиной при бурении с помощью таких систем, а также обеспечивают возможность быстрого регулирования давлений в кольцевом пространстве во время наращивания бурильных труб. Причиной поступления газа в ствол скважины на некоторой глубине, обычно на дне, является то, что гидростатическое или гидродинамическое давление в стволе скважины, вызываемое буровым раствором, ниже давления текучей среды в порах пласта, через которые происходит проникновение. Если предположить, что пластовая текучая среда, входящая в ствол скважины, легче буровой текучей среды (раствора) в скважине, из этого можно будет сделать определенные выводы. В большинстве случаев углеводороды (нефть и газ) имеют меньший удельный вес (плотность), чем буровая текучая среда в стволе скважины. В зависимости от количества молекул углерода, давления и температуры, плотность газа на глубине обычно лежит в интервале от 0,1 до 0,25 удельного веса. Для сравнения, плотность буровой текучей среды может лежать в интервале от 0,78 (сырая нефть) до 2,5 (насыщенный минеральный раствор) удельного веса. В обычных традиционных операциях бурения водоотделяющую колонну заполняют буровой текучей средой, которая переливается через верх на фиксированном уровне (выкидная линия) и обычно поступает под действием силы тяжести в установку для очистки бурового раствора (не показана) и резервуары 1 для бурового раствора (фиг. 1) в буровой установке на поверхности. Однако в других известных установках была предложена возможность наполнения водоотделяющей колонны более легкой жидкостью, чем буровой раствор, например морской водой. Это описано в патенте США № 4291772 на имя Всупсб в котором легкая текучая среда в водоотделяющей колонне сообщается с резервуаром, содержащим датчик уровня. Однако изобретение, описанное в этом патенте, отличается тем, что оно содержит насос, который поддерживает постоянную границу раздела легкой текучей среды и тяжелого бурового раствора и используется для перекачки буровой текучей среды и породы на судно и к установке для приготовления буровых растворов. Следовательно, при выбросе газа возникает такой же эффект. Легкий газ занимает определенный отрезок ствола скважины между пластом и узлом буровая колонна/забой скважины. Когда некоторый объем газа малой плотности занимает определенный отрезок вертикальной высоты ствола скважины, более тяжелая текучая среда (буровой раствор или вода) выталкивается наверх колонны/скважины и, таким образом, больше не может оказывать давление на дно скважины. При поступлении еще большего количества газа в скважину из скважины наверх вытесняется еще большее количество текучей среды. Так как приток из пласта обычно легче, чем буровая текучая среда, занимавшая до этого указанное пространство, то в результате забойное давление скважины будет становиться все ниже и ниже и, следовательно, ускорит дисбаланс между давлением в стволе скважины и поровым давлением пласта. Этот процесс необходимо сдерживать, поэтому возникает потребность в противовыбросовом превенторе, который может сдержать возникновение данного дисбаланса и перекрыть/остановить поток из подземного пласта. В результате занятия определенной высоты ствола скважины более легкими текучими средами (поступающим углеводородом/газом) скважина будет перекрыта давлением в скважине ниже подводного противовыбросового превентора (15 на фиг. 1Ь) и в дроссельной линии (11 на фиг. 1Ь), идущей от указанного превентора к поверхности, где давление сдерживается закрытым клапаном (дросселем) регулирования давления (60 на фиг. 1Ь). Далее, если скважина перекрыта определенным количеством газа на ее дне, то будет иметь место давление наверху скважины. Величина этого давления зависит от нескольких факторов. К этим факторам могут относиться: 1) вертикальная высота столба газа, 2) разница между гидростатическим давлением, оказываемым буровым раствором, и поровым давлением пласта до притока газа, 3) вертикальная глубина расположения газа и некоторые иные факторы. Предположим теперь, что газ занимает некоторую высоту от дна скважины до некоторого положения вверх по стволу скважины (газовый пузырь). Противовыбросовый превентор заперт на дне моря дроссельной линией (11 на фиг. 1Ь), открытой в дроссельную магистраль на буровом судне (60 на фиг. 1Ь). Давление, измеренное на поверхности, зависит от упомянутых выше факторов. В случае, если данный газ остается пузырем, и вследствие того, что газ легче бурового раствора (жидкости), газ начинает перемещаться

- 2 019219 вверх (в предположении, что скважина является вертикальной или несильно отклоняется от вертикали). Если бы эта миграция газа могла происходить без возможности расширения газа, это могло бы привести к катастрофическим последствиям, поскольку забойное давление передалось бы с газом к поверхности. Суммарным эффектом стало бы все возрастающее давление на дне скважины, до такой степени, что оно бы разорвало пласт и, возможно, вызвало подземный выброс. Этого не должно случиться. Далее, при перемещении газа вверх по стволу скважины либо вследствие разделения по удельному весу, либо путем выкачивания его из скважины в ходе обычной процедуры управления скважиной, должна обеспечиваться возможность его расширения. Более тяжелый буровой раствор должен быть выведен из скважины наверх и вытеснен еще более высоким поверхностным давлением для обеспечения возмещения тяжелого бурового раствора, замененного более легким газом, который теперь занимает еще большую часть ствола скважины. В действительности поверхностное давление продолжает увеличиваться, пока газ не достигнет поверхности и не будет затем замещен тяжелым буровым раствором, нагнетаемым в скважину через буровую колонну. Поверхностное давление не исчезает до тех пор, пока все кольцевое пространство скважины не заполнится достаточно тяжелым буровым раствором, который уравновесит поровое давление пласта, и приток газа в скважину не прекратится.

В данном новом изобретении до тех пор, пока обеспечена возможность отделения газа от буровой текучей среды/раствора в водоотделяющей колонне или в отдельной вспомогательной линии/трубопроводе и пока начальный уровень буровой текучей среды достаточно низкий, как показано на фиг. 6, имеется возможность выкачивания газового выброса при постоянном забойном давлении (равном давлению пласта или превышающем его) без приложения давления к буровой колонне, или к дроссельной линии, или к дросселю на поверхности. Это видно из фиг. 6. Некоторое количество газа (газ 1) входит в ствол скважины и занимает определенную высоту. Это толкает уровень буровой текучей среды/раствора на новую высоту (уровень 1). По мере выведения газа циркуляцией при постоянном забойном давлении путем закачки бурового раствора вниз по бурильной трубе и вверх по бурильной трубе/кольцевому пространству газовый пузырь перемещается выше по буровой скважине (газ 2), где происходит его расширение вследствие более низкого давления. Это увеличивает объем и, следовательно, толкает буровую текучую среду в водоотделяющей колонне на новый уровень (уровень 2). При дальнейшей циркуляции газ 3 располагается еще выше и, следовательно, еще больший объем толкает уровень бурового раствора в колонне к уровню 3. Это продолжается до тех пор, пока не произойдет отделение газа в колонне и его выход к поверхности при атмосферном давлении. После отделения газа и замещения его тяжелой текучей средой уровень опять падает до исходного уровня (уровень 0) или немного более высокого уровня с обеспечением предотвращения поступления нового газа в ствол скважины. Таким образом, имеется возможность выведения притока газа из более глубоких пластов при постоянном забойном давлении без наблюдения или приложения давления на поверхности либо без необходимости закрытия каких бы то ни было клапанов или элементов противовыбросового превентора в установке. Это значительно повышает безопасность работы, снижает требования к давлению в водоотделяющих колоннах и другом оборудовании и может выполняться динамически без какого-либо перерыва в процессе бурения или в процессе нагнетания/циркуляции. Забойное давление просто поддерживается постоянным путем регулирования уровня жидкого бурового раствора в водоотделяющей колонне.

Разновидностью этого способа и процедуры является нагнетание притоков газа вверх по кольцевому пространству до высоты, близкой к морскому дну или выпуску водоотделяющей колонны, последующее прекращение процесса нагнетания полностью или до очень низкого уровня при одновременном соответствующем регулировании уровня бурового раствора с обеспечением поддержания постоянного забойного давления, которое равно максимальному поровому давлению или слегка превышает его и обеспечивает возможность подъема притока газа вследствие разделения по удельному весу при постоянном забойном давлении без необходимости какого-либо вмешательства в процесс. Это может усовершенствовать другие известные процессы управления скважиной, так как опыт показал, что может быть очень трудно поддерживать постоянное забойное давление, когда газ достигает поверхности и должен быть замещен буровым раствором при регулировании давления в буровой скважине. Теперь впервые этот процесс будет происходить без необходимости значительного регулирования поверхностного давления.

Обычная плавучая буровая система.

На фиг. 1а изображена типичная установка для подводного бурения с плавучего основания. Буровой раствор циркулирует из резервуаров (1), расположенных на буровом судне, через буровые насосы (2), буровую колонну (3), буровое сверло (4) и возвращается вверх по кольцевому пространству (5), через подводный противовыбросовый превентор (6), расположенный на морском дне, нижний соединительный узел водоотделяющей колонны (ЬМКР) (7), водоотделяющую колонну (8), телескопическое соединение (9) перед возвратом в систему обработки бурового раствора самотеком через выкидную линию (17), а также в установку для очистки бурового раствора (отделяющую твердые частицы от бурового раствора, не показана) и в резервуары (1) для рециркуляции. Для увеличения обратного потока и улучшения транспортировки бурового шлама в водоотделяющей колонне большого диаметра используется бустерная линия (10). Для осуществления процедур управления скважиной используются высоконапорная

- 3 019219 дроссельная линия (11) и линия (12) глушения. Противовыбросовый превентор обычно содержит регулируемые трубные плашки (13), предназначенные для закрытия кольцевого пространства между стволом указанного превентора и буровой колонной, и срезающую плашку (14), обеспечивающую разрез буровой колонны и герметизацию ствола скважины. Для герметизации труб любого диаметра в стволе скважины используются кольцевые превенторы (15). Для отведения газа от кольцевого пространства водоотделяющей колонны через газовыпускную линию (18) используется отклоняющая перегородка (16), расположенная ниже пола буровой установки. Этот элемент редко используется при нормальной работе. При наращивании буровой колонны может использоваться устройство (50) для непрерывной циркуляции, которое обеспечивает возможность циркуляции бурового раствора по всему стволу скважины. Эта система исключает большие флуктуации давления, возникающие при прерывании нагнетания и циркуляции всякий раз, когда происходит увеличение или уменьшение длины буровой колонны на длину новой трубы.

Обычно требуется наличие двух независимых барьеров давления между залежью и окружающей средой. Первичным барьером является буровая текучая среда, а вторичным барьером является подводный противовыбросовый превентор. На фиг. 1Ь показана траектория циркуляции во время обычной операции управления скважиной. Газ поступает в ствол скважины на ее дне и вытесняет эквивалентное количество тяжелой текучей среды в верхнюю часть скважины, как проиллюстрировано в виде увеличенного объема бурового раствора в возвратных резервуарах (1) на поверхности. Для компенсации этого падения забойного давления необходимо закрыть скважину, т.е. прекратить бурение, и отрегулировать давление с помощью дроссельного клапана (60) наверху дроссельной линии 11. При откачивании или выводе газа циркуляцией из скважины он расширяется и выталкивает из скважины в резервуар 1 для бурового раствора еще более тяжелую текучую среду, которую необходимо возместить путем приложения еще большего давления на верх скважины с помощью дроссельного клапана 60. Таким образом, операция управления скважиной требует значительных давлений, приложенных к верху скважины, и, следовательно, наличия дроссельной линии с высоким значением давления.

На фиг. 2 проиллюстрированы типичные градиенты давления бурового раствора и максимальное допустимое изменение (А) давления на выбранной глубине в стволе скважины вследствие изменения давления между гидростатическим и гидродинамическим давлениями (эквивалентная циркулирующая плотность (Έί'Ό)). Барьерами давления являются столб буровой текучей среды и подводный противовыбросовый превентор. При отсоединении колонны от противовыбросового превентора барьерами давления являются противовыбросовый превентор и гидростатический напор, созданный столбом бурового раствора в стволе скважины и давлением столба морской воды. Обычно резерв водоотделяющей колонны является труднодостижимым в случае узкого окна для бурового раствора (низкой разницы между поровым давлением и давлением разрыва пласта). Это является характерным для большой глубины.

Возвратная система с низкой водоотделяющей колонной (ЬККБ).

Общие сведения.

Для повышения буровых характеристик было предложено бурение с управляемым давлением (ΜΡΌ). Одним из способов такого бурения является возвратная система с низкой водоотделяющей колонной (ГГК8), в которой используют буровой раствор с большей плотностью, чем при обычном бурении, и способ контроля низкого уровня бурового раствора (обычно ниже уровня моря и выше морского дна) с помощью подводного насоса и нескольких датчиков давления.

Один вариант указанной системы изображен на фиг. 3.1. Буровой раствор циркулирует от резервуаров (1), расположенных на буровом судне, через буровые насосы (2), буровую колонну (3), бурильное сверло (4) и возвращается вверх по кольцевому пространству (5) водоотделяющей колонны, через подводный противовыбросовый превентор (6), расположенный на морском дне, нижний соединительный узел водоотделяющей колонны (ΓΜΚΡ) (7), водоотделяющую колонну (8). Затем буровой раствор течет из колонны (8) через выпуск (29) насоса к поверхности при помощи подводного всасывающего насоса (40) , размещенного на дне моря или между дном моря и уровнем моря, по возвратному трубопроводу (41) обратно к установке для очистки бурового раствора на буровой установке (не показана) и в резервуары (1) для бурового раствора. Уровень в колонне контролируется путем измерения давления с различными интервалами при помощи датчиков давления в противовыбросовом превенторе (71) и/или водоотделяющей колонне (70). Воздух/газ в колонне выше уровня жидкого бурового раствора выходит в атмосферу через основную буровую колонну и наружу через выкидную линию (17) и, таким образом, поддерживается при условиях атмосферного давления. Телескопическое соединение (9) водоотделяющей колонны выполнено с обеспечением удерживания любого давления. В корпусе отводящего элемента или непосредственно над ним расположено приспособление или валик (120) для чистки бурильных труб, препятствующее выходу пластового газа вверх на буровую площадку. Следовательно, регулирование уровня жидкого бурового раствора с его поднятием вверх или опусканием вниз в водоотделяющей колонне обеспечивает контроль и регулирование давления в расположенной ниже скважине.

Любой газ, выделяющийся из подповерхностного пласта и выводимый из скважины, освобождается в водоотделяющей колонне и перемещается вверх, к области более низкого давления. Таким образом, большая часть газа отделяется в колонне, в то время как жидкий буровой раствор течет в насос и воз

- 4 019219 вратный трубопровод, который заполнен жидкостью и, следовательно, имеет более высокое давление, чем основной ствол колонны. В случае относительно меньшего количества газа отсутствует необходимость закрытия клапанов в противовыбросовом превенторе или системе управления скважиной для обеспечения работы при данных условиях. Управление давлением в скважине осуществляется путем простого регулирования уровня жидкого бурового раствора. Поскольку вертикальная высота буровой текучей среды, действующей на скважину внизу, меньше, чем для обычного бурового раствора, который течет к верху колонны, то плотность буровой текучей среды в возвратной системе с низкой колонной превышает обычную. Следовательно, первичным барьером в скважине является буровой раствор, а вторичным барьером является подводный противовыбросовый превентор.

На фиг. 4 проиллюстрирована зависимость допустимого падения давления в кольцевом пространстве при обычном бурении в сравнении с бурением с одиночным градиентом при использовании низкого уровня текучей среды в водоотделяющей колонне. Высокий уровень буровой текучей среды в колонне управляет давлением в стволе скважины в статическом состоянии (при отсутствии потока через кольцевое пространство ствола скважины). Во время циркуляции уровень текучей среды (41 на фиг. 3.1) в водоотделяющей колонне понижается с помощью подводного насоса для обеспечения компенсации падения давления в кольцевом пространстве (повышенного забойного давления) с управлением, таким образом, давлением в скважине. Это может быть проиллюстрировано символом В на фиг. 4.

Первичным барьером в рабочем положении является столб буровой текучей среды, а вторичным барьером является подводный противовыбросовый превентор. В зависимости от условий давления в пласте и т.д. может быть достигнут резерв водоотделяющей колонны. При низком уровне текучей среды в колонне вертикальная высота, которая создает гидростатическое давление в стволе скважины, ниже, чем в случае нахождения уровня буровой текучей серы на поверхности. Следовательно, вес (плотность) текучей среды превышает ее вес в случае нахождения уровня буровой текучей среды (раствора) на поверхности с обеспечением такого же давления на дне скважины. Это означает, что плотность буровой текучей среды в этом случае настолько высока, что она превзойдет давление разрыва пласта, если уровень текучей среды в колонне достигнет поверхности или уровня выкидной линии при обычном бурении. Следовательно, даже при значительном притоке газа на дне скважины, пласт не сможет противостоять буровому раствору на уровне выкидной линии (17 на фиг. 1а).

Как вариант, ствол скважины может быть заполнен буровым раствором высокой плотности в комбинации с текучей средой низкой плотности, т.е. морской водой в верхней части водоотделяющей колонны, как показано на фиг. 5. Первичным барьером давления теперь является комбинация столба буровой текучей среды и столба морской воды, а вторичным барьером является подводный противовыбросовый превентор. В зависимости от давления и т.д. резерв водоотделяющей колонны будет более трудно достижимым по сравнению с вышеописанным случаем, в котором имеют место низкий уровень бурового раствора в колонне и наличие над ним газа при атмосферном давлении.

Одним важным случаем использования двойного градиента по сравнению с системой одиночного градиента (ЬЯК8), является управление большим и интенсивным потоком газа, поступающим в ствол скважины из подповерхностного пласта (выбросы).

Способ управления выбросом газа.

Как правило, подводный противовыбросовый превентор рассчитан на давления 10000 фунтов/дюйм² (700 кг/см²) или 15000 фунтов/дюйм² (1050 кг/см²), тогда как водоотделяющая колонна и ее всасывающая насосная система предназначены для использования при низком давлении, обычно 1000 фунтов/дюйм² (70 кг/см²). Следовательно, необходимо предотвратить поступление текучих сред высокого давления в водоотделяющую колонну и/или подводную всасывающую насосную систему для бурового раствора. Другим ограничением указанной насосной системы является ограничение для работы с текучими средами, содержащими значительное количество газа. Так, для повышения эффективности большую часть газа следует удалить из буровой текучей среды перед поступлением в насос. По этой же причине газ не должен поступать в водоотделяющую колонну, если она заполнена буровым раствором или текучей средой до поверхности, как при обычном бурении или при бурении с двойным градиентом, так как это создаст дополнительное положительное давление на основной ствол (8) буровой колонны. Поскольку основная водоотделяющая колонна не может выдерживать сколько-нибудь существенного давления, то этого не следует допускать для обеспечения сохранения безопасного рабочего давления колонны (8) и соединения (9).

Вследствие высокой плотности бурового раствора при работе и низкого уровня бурового раствора в водоотделяющей колонне, обычная дроссельная линия и поверхностная дроссельная магистраль не могут использоваться для циркуляции скважинного выброса. Столб текучей среды на всем пути обратно к поверхности, скорее всего, разрушит пласт в стволе скважины, поскольку в данном новом процессе используют буровой раствор намного большей плотности, чем при течении раствора обратно к буровой установке по поверхности, как в случае обычного бурения.

Возможное решение для преодоления вышеупомянутых ограничений заключается в выполнении врезки в основную буровую водоотделяющую колонну (39), как показано на фиг. 3.1, идущей от дроссельной линии (11) с возможностью включения также подводного дроссельного клапана (101) и набора

- 5 019219 из нескольких клапанов (102) и (103), причем указанную врезку и впуск в буровую колонну располагают над находящимся ниже впуском в подводный насос (29) для бурового раствора/выше него. В случае поступления большого объема газа в ствол скважины, показанной на фиг. 3.2 и 3.3, противовыбросовый превентор (6) закрывают, и буровой раствор и газ (35) выводят циркуляцией из кольцевого пространства ствола скважины в дроссельную линию 11 путем открытия клапанов (20) и (102), затем в водоотделяющую колонну над выпуском к насосу, с возможностью протекания через подводный дроссельный клапан (100) и далее в колонну (8), предпочтительно на уровне (39) выше уровня выпуска (29) насоса. Вследствие низкой плотности газа он перемещается вверх, к области низкого давления в буровой колонне, и может быть выпущен в атмосферу при окружающем атмосферном давлении с помощью стандартной отклоняющей перегородки (16) и отводящей линии (18 на фиг. 3.2). Буровая текучая среда (раствор) высокой плотности течет к впуску (29) насоса (в направлении вниз) и во всасывающую линию через клапаны (28) и (27) к подводному всасывающему насосу (40). Добавочный дроссельный клапан (101) обеспечивает возможность уменьшения/регулирования потока текучей среды с обеспечением достижения эффективного разделения бурового раствора и газа в водоотделяющей колонне. Следовательно, устройство удаляет газ или уменьшает количество газа, поступающего в насосную систему. Подводные клапаны могут быть расположены в любом месте между выпуском дроссельной линии на подводном противовыбросовом превенторе и впуском в колонну 39.

Альтернативой является отведение текучей среды и газа от дроссельного клапана (101) непосредственно к насосу (40) через клапан (110), как показано на фиг. 3.3. В этом случае буровую текучую среду и газ отводят с помощью насоса (40) к поверхности без разделения. Клапаны (102), (27), (28) затем закрывают, после чего водоотделяющая колонна может быть изолирована.

Во время наращивания бурильных труб поток текучей среды через бурильную колонну и кольцевое пространство ствола скважины может поддерживаться постоянным с помощью системы (50) непрерывной циркуляции. В противном случае уровень текучей среды в колонне придется регулировать во время наращивания бурильных труб для обеспечения поддержания постоянного забойного давления во время наращивания (добавления новой бурильной свечи).

Во время циркуляции газового выброса забойное давление поддерживают при расширении газа в стволе скважины на его пути к поверхности просто путем увеличения напора текучей среды в колонне или вспомогательной линии, до тех пор пока напор текучей среды ниже, чем управляемый уровень текучей среды в колонне (текучая среда не должна течь к резервуару (1) для бурового раствора).

В случае нормального процесса бурения предполагается, что объем газа в возвратной текучей среде, выходящей из скважины, ограничен и может управляться с помощью подводного всасывающего насоса для бурового раствора в водоотделяющей колонне. Часть газа отделяют в указанной колонне и отводят с помощью очистного элемента, или вращающегося противовыбросового превентора (120), или стандартного отводящего элемента (16), через выпускную линию (18), как показано на фиг. 3.1.

Подводный дроссельный клапан обеспечивает возможность использования низких скоростей насосной циркуляции бурового раствора, поскольку давление в кольцевом пространстве регулируют с помощью давления клапана. Эта возможность дает больше времени для разделения газа и бурового раствора в колонне (более управляемым способом). Однако управление подводными дросселями является более сложным по сравнению с управлением поверхностными дросселями вследствие их удаленности. Замена дроссельного клапана и закупорка проточного канала в дросселе являются сложными проблемами. Одной из возможностей является установка двух параллельных дросселей. Другая возможность заключается в накачивании дополнительной текучей среды в скважину с помощью линии (12) глушения. Более интенсивный поток из ствола скважины и линии глушения требует большего открытия дроссельного клапана, и вероятность закупорки, таким образом, уменьшается. Кроме того, падение давления легче контролировать при более высоком значении расхода через дроссельный клапан. Также возможно использование небольшого отверстия (нерегулируемого дросселя) вместо регулируемого дистанционно управляемого клапана/дросселя.

Также возможно использование бустерной линии, обеспечивающей исключение оседания бурового шлама в кольцевом пространстве водоотделяющей колонны между закрытым подводным противовыбросовым превентором и впуском в подводный насос. Следовательно, имеется возможность поднятия уровня бурового раствора вверх и использования подводного насоса для регулирования уровня с опусканием вниз. Еще одним вариантом является регулирование уровня водоотделяющей колонны с его поднятием вверх или опусканием вниз для обеспечения управления давлениями в кольцевом пространстве скважины между закрытым противовыбросовым превентором.

Дроссельный клапан может быть расположен на уровне противовыбросового превентора или в дроссельной линии между указанным превентором и впуском в колонну (39), как показано на фиг. 3.1. Расположение дроссельного клапана вблизи впуска (39) не оказывает влияния на обычную систему в случае закупорки дросселя и т.д.

На фиг. 3.4 изображен альтернативный вариант выполнения возвратной системы с низкой водоотделяющей колонной (ЬККБ) в соответствии с данным изобретением. Циркулирующий буровой раствор из кольцевого пространства течет через выпуск (35) в секции (36) водоотделяющей колонны ниже коль

- 6 019219 цевого уплотнения (37) к сепаратору (38), где происходит разделение бурового раствора и газа. Газ выпускается через предназначенную для этого линию (39) к поверхности. Для возвращения бурового раствора к поверхности для очистки и повторной закачки используется насос 40. Во время циркуляции в скважине уровень (41) текучей среды/воздуха в колонне (8) и уровень (42) текучей среды/воздуха в выпускной линии (39) одинаковы.

На фиг. 4а проиллюстрирована зависимость допустимого падения давления в кольцевом пространстве при обычном бурении в сравнении с бурением с одиночным градиентом при использовании низкого уровня текучей среды в водоотделяющей колонне (ЬККБ). В случае применения способа ЬККБ могут использоваться более тяжелая буровая текучая среда и более низкий уровень (С) бурового раствора/воздуха в водоотделяющей колонне. В статическом состоянии (при отсутствии циркуляции бурового раствора) градиент бурового раствора ограничен разрывом у башмака обсадной колонны. Когда начинается циркуляция бурового раствора (динамическое состояние), граница раздела буровой раствор/воздух в водоотделяющей колонне дополнительно понижается, но не ниже градиента порового давления под башмаком обсадной колонны. Барьерами давления в рабочем положении являются столб буровой текучей среды и подводный противовыбросовый превентор. В зависимости от условий давления и т.д. может быть достигнут резерв водоотделяющей колонны.

Как вариант, ствол скважины может быть заполнен буровым раствором высокой плотности в комбинации с текучей средой низкой плотности, т.е. морской водой в верхней части водоотделяющей колонны, как показано на фиг. 5а. В статическом состоянии (при отсутствии циркуляции бурового раствора) градиент бурового раствора ограничен давлением разрыва у башмака обсадной колонны. Когда начинается циркуляция бурового раствора (динамическое состояние), граница раздела буровой раствор/морская вода в водоотделяющей колонне снижается, но не ниже градиента порового давления под башмаком обсадной колонны. Первичными барьерами давления являются столб буровой текучей среды и столб морской воды, а вторичным барьером является подводный противовыбросовый превентор. В зависимости от давления и т.д. резерв водоотделяющей колонны является более трудно достижимым по сравнению с вышеописанным случаем, в котором имеет место воздух в колонне.

Как вариант, ствол скважины может быть заполнен буровым раствором высокой плотности в комбинации с текучей средой низкой плотности, т.е. морской водой в водоотделяющей колонне, как показано на фиг. 5Ь (что известно как бурение с двойным градиентом). В статическом состоянии градиент бурового раствора должен превышать градиент порового давления, а во время циркуляции (динамическое состояние) градиент бурового раствора должен быть ниже градиента давления разрыва. Барьерами давления являются столб буровой текучей среды и морской воды от дна моря (первичный) и подводный противовыбросовый превентор (вторичный). В зависимости от давления и т.д. резерв колонны является более легкодостижимым по сравнению со случаем, проиллюстрированным на фиг. 6а.

Однако в данном случае максимальная глубина бурения достигается при использовании возвратной системы с низкой водоотделяющей колонной, показанной на фиг. 4.

Описание различных режимов работы при использовании возвратной системы с низкой водоотделяющей колонной, вариант 1.

Фиг. 6А-11 иллюстрируют различные рабочие режимы возвратной системы с низкой водоотделяющей колонной.

Режим бурения - кольцевое уплотнение (37) открыто - фиг. 6а.

Низкий уровень (41) и (42) бурового раствора соответственно в водоотделяющей колонне и вспомогательной выпускной линии (39). Буровой раствор возвращают с помощью подводного всасывающего насоса (40). Уровень текучей среды в указанной колонне/выпускной линии определяет забойное давление. В системе отсутствует запирающий элемент. Однако существует возможность наличия очистного приспособления или валика (120), установленного в отводящем элементе или над ним для обеспечения поддержания поступления бурового газа, освобожденного от бурового раствора в колонне, в область буровой площадки, либо в случае использования инертного газа для прочистки колонны этот газ отводят наружу через отводящую линию.

Режим наращивания бурильных труб - кольцевое уплотнение (37) закрыто - фиг. 7.

Эти процедуру и способ используют для компенсации уменьшения давления в кольцевом пространстве ствола скважины при прекращении закачки вниз по бурильной трубе, как это происходит при наращивании бурильных труб.

В этой ситуации имеют место низкий уровень (41) бурового раствора в водоотделяющей колонне (8) и высокий уровень (42) бурового раствора в выпускной линии (39). Буровой раствор возвращают с помощью подводного всасывающего насоса. Уровень буровой текучей среды регулируют во вспомогательной линии гораздо меньшего размера, что делает процесс регулирования гораздо более быстрым и более эффективным, чем в случае необходимости регулирования уровня в основной водоотделяющей колонне. Уплотнительный элемент в колонне изолирует давление над указанным элементом в водоотделяющей колонне, и давление в стволе скважины теперь регулируют с помощью уровня (42) во вспомогательной выпускной линии.

Надлежащее размещение кольцевого уплотнения (37) в секции колонны в комбинации с длинной

- 7 019219 одиночной бурильной трубой (стандартный размер 15 м) является предпочтительным для исключения прохождения бурильного замка через закрытое кольцевое уплотнение противовыбросового превентора. Кольцевое уплотнение превентора может выдержать прохождение через него бурильного замка, однако при этом сокращается срок службы. Как вариант, для надлежащего расширения в бурильной колонне используют укороченную трубу. При прохождении укороченной трубы через уплотнение (37) к буровой колонне добавляют новую укороченную трубу. Основное преимущество заключается в том, что уплотнительный элемент служит дольше, если он не задействован в буровых работах постоянно при бурении и вращении. Элемент закрывают только тогда, когда вращение отсутствует, и только во время прерывания процесса циркуляции.

Для наращивания бурильных труб выполняют следующие операции.

1. Прекращают вращение и расширяют бурильную колонну. Закрывают кольцевое уплотнение (37).

2. Понижают мощность буровых насосов, в то время как подводный насос регулирует уровень текучей среды/бурового раствора в выпускной линии для обеспечения компенсации потерь на трение.

3. Устанавливают плашки.

4. Добавляют новую свечу.

5. Извлекают плашки.

6. Повышают мощность буровых насосов при постепенном понижении уровня текучей среды в выпускной линии с помощью подводного всасывающего насоса для обеспечения поддержания постоянного забойного давления.

7. При полном завершении циркуляции открывают кольцевое уплотнение (37).

8. Продолжают бурение.

Компенсатор вертикальной качки находится в активном состоянии, за исключением того времени, когда буровая колонна подвешена в плашках, для обеспечения минимизации износа на кольцевом уплотнении (37) вследствие скольжения секции бурильной трубы через уплотнительный элемент.

Режим наращивания бурильных труб - кольцевое уплотнение открыто - фиг. 6а.

Уровень текучей среды в водоотделяющей колонне (41) и выпускной линии (42) поднимают для выполнения наращивания бурильных труб. Однако этот процесс занимает много времени. Это требуется в случае, если кольцевое уплотнение не обеспечивает надлежащей герметизации или не установлено. Указанную колонну также заполняют с помощью бустерной линии или линии глушения и т.д.

Для наращивания бурильных труб выполняют следующие операции.

1. Заполняют колонну с помощью ее бустерной линии, при этом понижают мощность буровых насосов (2) для обеспечения компенсации потерь на трение.

2. Устанавливают плашки.

3. Добавляют новую свечу.

4. Извлекают плашки.

5. Повышают мощность буровых насосов при постепенном понижении уровня текучей среды (бурового раствора) в выпускной линии 39 и водоотделяющей колонне с помощью подводного всасывающего насоса для обеспечения поддержания постоянного забойного давления.

6. При полном завершении циркуляции начинают бурение.

Циркуляция выброса с помощью подводного всасывающего насоса.

В этой ситуации кольцевое уплотнение водоотделяющей колонны закрыто (см. фиг. 8).

Пока уровень (42) текучей среды в выпускной линии (39) находится ниже поверхности, выброс газа выводят путем циркуляции из скважины с помощью кольцевого уплотнения (37) и всасывающего насоса (40).

Для циркуляции выброса газа выполняют следующие операции (модифицированный способ бурения).

1. Закрывают верхнее кольцевое уплотнение (37).

2. Продолжают циркуляцию при одновременном повышении уровня текучей среды в выпускной линии (39).

3. Измеряют давление (от Р\УЭ) и регулируют напор текучей среды в выпускной линии для обеспечения поддержания забойного давления выше нового порового давления.

4. Вариант 1А: понижают скорость насоса до статической при одновременном регулировании уровня в выпускной линии с обеспечением поддержания забойного давления постоянным. В статическом состоянии наблюдают за скважиной, осуществляя мониторинг уровня/давления текучей среды в выпускной линии.

5. Запускают буровой насос и регулируют подводный всасывающий насос с обеспечением поддержания постоянного забойного давления. Выводят выброс путем циркуляции с сохранением при этом давления бурового насоса постоянным при регулировании уровня выпускной линии.

Газ из подводного сепаратора отводят в открытую выпускную линию, используемую для уравновешивания забойного давления. В случае большего притока газа гидростатический столб буровой текучей среды в указанной линии повышают до достижения равновесия. При выведении газа из ствола скважины и его расширении гидростатический напор в выпускной линии увеличивают. Существует еще не

- 8 019219 сколько способов или процедур, которым можно следовать без отклонения от вариантов выполнения изобретения.

Отделенную жидкость отводят с помощью подводного всасывающего насоса. Указанный насос не должен подвергаться воздействию высокого давления, главным образом, из-за низконапорного всасывающего шланга, возвратного шланга, сепаратора и т.д. Если предполагается наличие высокого давления вследствие большого столба газа в стволе скважины, то выпускная линия (39) может быть полностью заполнена. В этом случае должны быть обеспечены обход и изоляция подводного всасывающего насоса и сепаратора. Затем могут быть выполнены циркуляция в скважине и глушение скважины с помощью обычного оборудования и процедур для управления скважиной, т.е. закрытой трубной плашки (13) в подводном противовыбросовом превенторе и возврата текучей среды через дроссельную линию (11) и поверхностную дроссельную магистраль. Однако это может быть достигнуто только в том случае, если прочность пласта открытой секции скважины позволяет выполнить эту процедуру. В конце операции управления скважиной требуемое гидростатическое давление уменьшают, и может быть выполнена дополнительная операция циркуляции с помощью всасывающего насоса и низкого уровня границы раздела буровой раствор/воздух в одной из вспомогательных линий.

Одной из возможностей является использование трубной плашки (13) или кольцевого превентора (15) в подводном противовыбросовом превенторе (6) при циркуляции небольшого выброса газа с помощью насоса. В этом случае соединительный клапан (85), ведущий к сепаратору и всасывающему насосу, открыт, как показано на фиг. 9.

Компенсация давления напора и разрежения. Режим наращивания бурильных труб - кольцевое уплотнение (37) закрыто - фиг. 10.

Выпускная линия (39) закрыта. Буровой раствор возвращают с помощью подводного всасывающего насоса. Флуктуации давления напора и разрежения вследствие вертикальной качки буровой установки могут быть компенсированы с помощью подводного всасывающего насоса с перепускным каналом, ведущим к дроссельному клапану (90).

Для компенсации давления напора и разрежения выполняют следующие операции.

1. Запускают подводный всасывающий насос при установке подводного перепускного клапана (85) в частично открытое положение для обеспечения поддержания давления на всасывающей стороне насоса.

2. Для компенсации давления разрежения - увеличивают степень открытия подводного перепускного клапана (90) с обеспечением возможности приложения гидростатического давления от возвратной линии насоса для повышения давления в стволе скважины.

3. Для компенсации давления напора - уменьшают степень открытия подводного перепускного дроссельного клапана (90) с обеспечением возможности снижения давления в стволе скважины при помощи насоса.

Компенсация давления напора и разрежения является сложной задачей на мобильных морских буровых установках. Однако данный способ делает ее возможной при надлежащих измерениях вертикального перемещения буровой установки и упреждающем управлении.

Отсоединение водоотделяющей колонны - фиг. 11.

Отсоединение водоотделяющей колонны происходит обычным образом. Все соединения для всасывающего насоса расположены выше соединительной муфты колонны.

При обычном бурении вытеснение содержимого колонны и других трубопроводов морской водой перед отсоединением исключает пролив буровой текучей среды в море. В случае аварии времени для вытеснения текучей среды нет, поэтому текучую среду в колонне и т.д. сливают в море. При использовании возвратной системы с низкой водоотделяющей колонной пролива в море обычно не происходит. Поскольку давление в водоотделяющей колонне в точке отсоединения ниже давления морской воды или равно ему, то морская вода течет в колонну, и, следовательно, после отсоединения содержимое всей колонны и возвратной системы может быть вытеснено морской водой при помощи подводной насосной системы без какого бы то ни было пролива в море.

Фиг. 12 изображает альтернативный вариант выполнения изобретения. На данном чертеже показана альтернативная конструкция для случая бурения с мобильной морской буровой установки с двумя кольцевыми противовыбросовыми превенторами (15 и 15Ь) в относительно мелкой воде (200-600 м) при расположении впуска в подводный насос вблизи нижнего конца водоотделяющей колонны. Верхний кольцевой противовыбросовый превентор (15Ь) обычно размещают в нижнем конце указанной колонны, обычно выше точки отсоединения колонны. В данном случае выпуск к подводному насосу может быть расположен ниже этого элемента (15Ь), при этом выполнена врезанная линия, расположенная между линией всасывания насоса и бустерной линией (10) и содержащая соответствующие клапаны и трубопроводы. Таким образом, верхний кольцевой превентор 15Ь может быть закрыт при выполнении наращивания бурильных труб, и уровень (42) бурового раствора в бустерной линии (10) может использоваться для компенсации потери давления на трение в скважине во время прекращения или изменения закачки вниз по бурильной трубе. Причиной выполнения этой процедуры является то, что можно намного быстрее компенсировать изменения давления в кольцевом пространстве скважины благодаря намного меньшему

- 9 019219 диаметру бустерной линии (10) по сравнению с основным стволом водоотделяющей колонны (8). При введении дополнительного перепуска через подводный насос 40 с удаленным подводным дроссельным клапаном (90) нагнетание через данное устройство (90) регулировки давления в кольцевом пространстве ствола скважины происходит еще быстрее и обеспечивает возможность компенсации воздействия напора и разрежения, возникающего вследствие вертикальной качки буровой установки, на соединения.

Все характерные признаки, упомянутые выше и указанные в зависимых пунктах формулы изобретения, в дополнение к обязательным признакам независимых пунктов формулы изобретения, но за исключением признаков уровня техники, находящихся в противоречии с изобретением, могут быть включены в предложенные системы и способы в любой комбинации, причем такие комбинации являются частью данного изобретения.

Claims (16)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Подводная буровая система, в которой буровая текучая среда закачивается вниз в ствол скважины через буровую колонну и возвращается обратно через кольцевое пространство между буровой колонной и стволом скважины, вне водоотделяющей колонны на уровне между дном моря и морской водой, отличающаяся тем, что она содержит расположенный под водой противовыбросовый превентор, выполненный с возможностью закрытия с обеспечением изоляции кольцевого пространства между буровой колонной и стволом скважины;

   водоотделяющую колонну, расположенную выше указанного превентора и имеющую выпуск, ведущий к подводному буровому насосу, который присоединен к трубопроводу, проточно сообщающемуся с установкой для очистки бурового раствора на мобильной морской буровой установке, расположенной выше уровня моря; и дроссельную линию, которая проходит от превентора к водоотделяющей колонне и в которой расположено по меньшей мере одно устройство понижения давления для отвода буровой текучей среды из области, расположенной ниже закрытого элемента в подводном противовыбросовом превенторе, в водоотделяющую колонну, причем выпуск дроссельной линии в водоотделяющую колонну расположен на более высоком уровне, чем указанный выпуск водоотделяющей колонны, ведущий к подводному буровому насосу.
2. 2. Подводная буровая система по п.1, отличающаяся тем, что текучие среды из области ниже закрытого противовыбросового превентора отводятся от дроссельной линии к подводному всасывающему насосу через подводный дроссельный клапан.
3. 3. Подводная буровая система по п.1 или 2, отличающаяся тем, что в водоотделяющей колонне выше уровня буровой текучей среды расположена текучая среда отдельного типа с более низкой плотностью по сравнению с используемой буровой текучей средой.
4. 4. Подводная буровая система по любому из пп.1-3, отличающаяся тем, что в ней используется система непрерывной циркуляции.
5. 5. Подводная буровая система по любому из пп.1-4, отличающаяся тем, что перед дроссельным клапаном подается дополнительная текучая среда для обеспечения повышения рабочих характеристик системы управления давлением.
6. 6. Подводная буровая система по любому из пп.1-5, отличающаяся тем, что ниже подводного всасывающего насоса/перед ним подается дополнительная текучая среда для обеспечения повышения рабочих характеристик и исключения осаждения бурового шлама в водоотделяющей колонне выше противовыбросового превентора.
7. 7. Подводная буровая система по любому из пп.1-6, отличающаяся тем, что она содержит отводящий элемент или очистной элемент и/или вращающийся противовыбросовый превентор, расположенный в верхней части водоотделяющей колонны выше линии возврата буровой текучей среды, содержащей по меньшей мере один запорный клапан.
8. 8. Способ подводного бурения, в котором буровую текучую среду закачивают вниз в ствол скважины через буровую колонну и возвращают обратно через кольцевое пространство между буровой колонной и стволом скважины, причем давление в кольцевом пространстве ствола скважины, созданное буровой текучей средой, контролируют и регулируют путем выведения буровой текучей среды из водоотделяющей колонны на уровне между дном моря и морской водой с созданием, таким образом, более низкого уровня границы раздела буровой раствор/газ или буровой раствор/жидкость в водоотделяющей колонне, к подводному всасывающему насосу для бурового раствора, который проточно сообщается с установкой для очистки бурового раствора, расположенной выше поверхности воды, для регулирования гидростатического напора и давления в кольцевом пространстве ствола скважины путем регулирования уровня границы раздела буровой раствор/газ или буровой раствор/жидкость с его поднятием вверх или опусканием вниз, отличающийся тем, что расположенный под водой противовыбросовый превентор может быть закрыт для обеспечения изоляции кольцевого пространства между буровой колонной и стволом скважины, при этом любую текучую среду отводят из области ниже противовыбросового превентора по отдельной линии в область водоотделяющей колонны, расположенной выше противовыбросового пре

   - 10 019219 вентора, на более высоком уровне по сравнению с уровнем выпуска водоотделяющей колонны, ведущего к подводному буровому насосу.
9. 9. Способ по п.8, в котором указанная линия, соединяющая кольцевое пространство скважины ниже закрытого противовыбросового превентора и выпуска в водоотделяющую колонну, содержит по меньшей мере одно устройство понижения давления (подводный дроссельный клапан), которое может регулировать количество потока, поступающего в водоотделяющую колонну.
10. 10. Способ по п.8 или 9, отличающийся тем, что текучую среду из области ниже закрытого противовыбросового превентора отводят из кольцевого пространства ствола скважины через дроссельную линию, содержащую подводный дроссель, к подводному всасывающему насосу.
11. 11. Способ по любому из пп.8-10, отличающийся тем, что скорость текучей среды в водоотделяющей колонне между дроссельной линией и выпуском насоса отводят вниз в водоотделяющей колонне со скоростью ниже, чем возрастающая скорость менее плотного газа, для обеспечения достижения разделения по удельному весу и получения направленной вверх результирующей возрастающей скорости газовых пузырей.
12. 12. Способ по любому из пп.8-11, отличающийся тем, что в водоотделяющей колонне выше уровня буровой текучей среды располагают текучую среду отдельного типа с более низкой плотностью по сравнению с используемой буровой текучей средой.
13. 13. Способ по любому из пп.8-12, отличающийся тем, что в ствол скважины перед дроссельным клапаном подают дополнительные текучие среды, отличные от проходящей через буровую колонну, для обеспечения повышения рабочих характеристик системы управления давлением.
14. 14. Способ по любому из пп.8-13, в котором газ, выходящий из подводного пласта в ствол скважины, транспортируют/выводят циркуляцией из ствола скважины к поверхности в кольцевом пространстве между буровой колонной и стволом скважины и отделяют от буровой текучей среды в водоотделяющей колонне.
15. 15. Способ по п.14, в котором комбинированное гидростатическое и динамическое давление на любой конкретной глубине в стволе скважины поддерживают постоянным во время процесса бурения путем регулирования высоты уровня жидкого бурового раствора в водоотделяющей колонне.
16. 16. Способ по любому из пп.8-15, отличающийся тем, что для прочистки колонны используют инертный газ.