EA022156B1 - Сопло для сдвига бурового раствора при высоком давлении - Google Patents
Сопло для сдвига бурового раствора при высоком давлении Download PDFInfo
- Publication number
- EA022156B1 EA022156B1 EA201290967A EA201290967A EA022156B1 EA 022156 B1 EA022156 B1 EA 022156B1 EA 201290967 A EA201290967 A EA 201290967A EA 201290967 A EA201290967 A EA 201290967A EA 022156 B1 EA022156 B1 EA 022156B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- drilling fluid
- drilling
- chamber
- flow
- flow restrictor
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 172
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 title claims abstract description 33
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 144
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000035939 shock Effects 0.000 claims description 17
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 6
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 6
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 5
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000010008 shearing Methods 0.000 abstract 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 8
- 238000004378 air conditioning Methods 0.000 description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 8
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004909 Moisturizer Substances 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 230000001333 moisturizer Effects 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- -1 organophilic clays Substances 0.000 description 1
- 239000006174 pH buffer Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 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
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
-
- 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
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/062—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by mixing components
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01F—MIXING, e.g. DISSOLVING, EMULSIFYING OR DISPERSING
- B01F25/00—Flow mixers; Mixers for falling materials, e.g. solid particles
- B01F25/20—Jet mixers, i.e. mixers using high-speed fluid streams
- B01F25/25—Mixing by jets impinging against collision plates
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01F—MIXING, e.g. DISSOLVING, EMULSIFYING OR DISPERSING
- B01F25/00—Flow mixers; Mixers for falling materials, e.g. solid particles
- B01F25/40—Static mixers
- B01F25/45—Mixers in which the materials to be mixed are pressed together through orifices or interstitial spaces, e.g. between beads
- B01F25/452—Mixers in which the materials to be mixed are pressed together through orifices or interstitial spaces, e.g. between beads characterised by elements provided with orifices or interstitial spaces
- B01F25/4521—Mixers in which the materials to be mixed are pressed together through orifices or interstitial spaces, e.g. between beads characterised by elements provided with orifices or interstitial spaces the components being pressed through orifices in elements, e.g. flat plates or cylinders, which obstruct the whole diameter of the tube
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
Abstract
В изобретении система кондиционирования бурового раствора содержит устройство кондиционирования, имеющее первый трубопровод для приема бурового раствора, ограничитель потока, расположенный рядом с первым трубопроводом и имеющий впускное и выпускное отверстия для бурового раствора, ударную плиту, расположенную далее по потоку от ограничителя потока, первую камеру, расположенную между ограничителем потока и ударной плитой, и вторую камеру, расположенную далее по потоку от ударной плиты, причем первая камера сообщена со второй камерой. Способ кондиционирования бурового раствора посредством устройства кондиционирования содержит прокачивание бурового раствора через ограничитель потока, ускорение потока бурового раствора в смесительную камеру, обеспечение продольного сдвига бурового раствора, замедление потока бурового раствора на ударную плиту, обеспечение ударного сдвига бурового раствора и слив бурового раствора из смесительной камеры.
Description
(57) В изобретении система кондиционирования бурового раствора содержит устройство кондиционирования, имеющее первый трубопровод для приема бурового раствора, ограничитель потока, расположенный рядом с первым трубопроводом и имеющий впускное и выпускное отверстия для бурового раствора, ударную плиту, расположенную далее по потоку от ограничителя потока, первую камеру, расположенную между ограничителем потока и ударной плитой, и вторую камеру, расположенную далее по потоку от ударной плиты, причем первая камера сообщена со второй камерой. Способ кондиционирования бурового раствора посредством устройства кондиционирования содержит прокачивание бурового раствора через ограничитель потока, ускорение потока бурового раствора в смесительную камеру, обеспечение продольного сдвига бурового раствора, замедление потока бурового раствора на ударную плиту, обеспечение ударного сдвига бурового раствора и слив бурового раствора из смесительной камеры.
Область техники
Варианты воплощения, описанные в этом документе, в целом относятся к смешиванию буровых растворов. В частности, варианты воплощения, описанные в этом документе, в целом относятся к устройствам, системам и способам кондиционирования буровых растворов, т.е. доведение их до требуемых параметров.
Уровень техники
По многим причинам при бурении или заканчивании скважин в пласту месторождения могут использоваться различные текучие среды. Общее использование скважинных текучих сред включает в себя смазку и охлаждение бурового долота, разрезающего поверхности во время бурения вообще или вскрытия намеченного нефтеносного пласта месторождения, транспортировку бурового шлама (частиц породы, смещенной режущим действием зубьев на буровом долоте) на поверхность, управление давлением пластовой текучей среды для предотвращения выбросов, поддержание стабильности скважины, удерживание во взвешенном состоянии твердых частиц в скважине, минимизацию потерь воды и стабилизацию пласта, через который скважина бурится, раздробление пласта вблизи скважины, замещение текучей среды в скважине другой текучей средой, очистку скважины, испытание скважины, передачу гидравлической мощности буровому долоту, текучую среду, используемую для установки пакеров на место, закрытие скважины или подготовку скважины к закрытию и иную обработку скважины или пласта.
В целом буровые растворы должны под давлением прокачиваться насосом по колоннам буровых труб, затем через головку бурового долота и вокруг нее глубоко в землю и далее возвращаться на земную поверхность через кольцевое пространство между внешней стороной бурильной штанги и стенкой скважины или обсадной трубой. Кроме обеспечения смазки и эффективности при бурении и замедления износа, буровые растворы должны удерживать во взвешенном состоянии и транспортировать твердые частицы на поверхность для отсеивания и утилизации. Кроме того, текучие среды должны удерживать во взвешенном состоянии добавки-утяжелители (для увеличения удельного веса раствора), обычно тонкоизмельченные бариты (руда барита), и транспортировать глину и другие вещества, допускающие налипание и покрытие поверхности буровой скважины.
Буровые растворы в целом характеризуются как тиксотропные системы. Таким образом, при сдвиге они демонстрируют малую вязкость, например, во время циркуляции (как это происходит во время прокачивания или контакта с движущимся буровым долотом). Однако когда сдвигающее действие прекращается, эта текучая среда для предотвращения гравитационного разделения должна удерживать твердые частицы во взвешенном состоянии. Кроме того, когда буровой раствор находится при условиях сдвига и является практически свободнотекучим, она должна сохранять достаточно высокую вязкость для переноса нежелательных твердых примесей из забоя скважины на поверхность. Состав бурового раствора должен также позволять удаление бурового шлама и другого нежелательного материала или осаждение его из жидкой фракции иным способом.
В зависимости от конкретной пробуриваемой скважины оператор выбирает буровой раствор на водной основе, на углеводородной основе или на синтетической основе. Каждый буровой раствор на водной основе и на углеводородной основе, как правило, включает в себя множество добавок с целью получения бурового раствора, имеющего реологический профиль, необходимый для конкретного бурового применения. Например, обычно к буровым растворам на водной основе или на основе соляной воды добавляются различные составы, включая, среди других добавок, загустители, замедлители коррозии, смазки, присадки контроля за рН, поверхностно-активные вещества, растворители, разбавители, разжижающие вещества и/или утяжелители. Некоторые обычные загустители для буровых растворов на водной основе или основе соляной воды включают в себя глины, синтетические полимеры, естественные полимеры и их производные, такие как ксантановая смола и гидроксиэтилцеллюлоза. Кроме того, точно так же различные составы обычно добавляются к буровому раствору на углеводородной основе, включая утяжелители, увлажнители, органофильные глины, загустители, понизители водоотдачи, поверхностноактивные вещества, диспергаторы, понизители поверхностного натяжения, рН-буферы, общие растворители, разбавители, разжижающие и чистящие вещества.
Когда сдвигающее действие прекращается на длительные периоды времени, реологические свойства определенных буровых растворов могут изменяться. В связи с другими эксплуатационными требованиями во время реализации обычных глубоководных буровых проектов таких периодов бывает много. Поскольку во время малого сдвига происходит изменение свойств бурового раствора, буровые операции могут быть отсрочены или ограничены, пока буровой раствор снова не будет подвергнут достаточному сдвигу для восстановления его первоначальных свойств. Рециркуляция бурового раствора через бурильную колонну может помочь восстановить первоначальные реологические свойства бурового раствора; однако если при циркуляции всего объема бурового раствора через бурильную колонну желаемые реологические свойства не будут достигнуты, она может занять от нескольких часов до более суток. Поскольку бурение не может продолжиться, пока свойства бурового раствора не будут восстановлены, буровые операции на время этой рециркуляции бурового раствора прекращаются.
Соответственно существует потребность в усовершенствованных технологиях, обеспечивающих производительное и эффективное доведение бурового раствора до требуемых параметров.
- 1 022156
Сущность изобретения
В одном аспекте варианты воплощения, описанные в данном документе, относятся к системе кондиционирования бурового раствора, содержащей насос для перекачивания бурового раствора из источника бурового раствора в устройство кондиционирования и второй трубопровод, сообщенный со второй камерой и предназначенный для транспортировки бурового раствора из второй камеры в зону хранения кондиционированного бурового раствора. Устройство кондиционирования может содержать первый трубопровод для приема бурового раствора, ограничитель потока, расположенный рядом с первым трубопроводом и включающий в себя впускное и выпускное отверстия для текучей среды, ударную плиту, расположенную далее по потоку этого ограничителя потока, первую камеру, расположенную между ограничителем потока и ударной плитой, и вторую камеру, расположенную далее по потоку от ударной плиты, причем первая камера сообщена со второй камерой.
В другом аспекте варианты воплощения, описанные в этом документе, относятся к способу кондиционирования бурового раствора посредством устройства кондиционирования, содержащему перекачивание бурового раствора через ограничитель потока, ускорение движения бурового раствора в смесительную камеру, обеспечение продольного сдвига бурового раствора, замедление движения бурового раствора на ударную плиту, обеспечение ударного сдвига бурового раствора и слив бурового раствора из смесительной камеры.
Другие аспекты и преимущества описанных в этом документе вариантов воплощения будут очевидны из следующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1А и 1В показаны схематические виды системы морского бурения;
на фиг. 2 показано поперечное сечение устройства кондиционирования бурового раствора в соответствии с вариантами воплощения, описанными в этом документе;
на фиг. 3Α-3Ό показаны поперечные сечения ограничителей потока в соответствии с вариантами воплощения, описанными в этом документе;
на фиг. 4А показан перспективный вид ударной плиты в соответствии с вариантами воплощения, описанными в этом документе;
на фиг. 4В и 4С показаны поперечные сечения ударной плиты в соответствии с вариантами воплощения, описанными в этом документе;
на фиг. 5А и 5В показаны перспективные виды держателей ударной плиты в соответствии с вариантами воплощения, описанными в этом документе.
Подробное описание
В одном аспекте варианты воплощения, описанные в этом документе, относятся к устройству, системе или способу смешивания буровых растворов. В частности, варианты воплощения, описанные в этом документе, в целом относятся к устройствам, системам и способам кондиционирования буровых растворов.
На фиг. 1А и 1В показаны два схематических вида систем морского бурения. Плавающая платформа 102 может быть подсоединена к внешней обсадной трубе 104, расположенной вокруг внутренней обсадной трубы 106. Бурильная колонна 108 может проходить через внутреннюю обсадную трубу 106, а между наружной поверхностью бурильной колонны 108 и внутренней поверхностью внутренней обсадной трубы 106 может быть образовано кольцевое пространство 110. Буровое долото 112 может быть расположено на дальнем конце бурильной колонны 108 и проходить в ствол скважины 118, выбуренной в поверхности морского дна 116. Блок противовыбросовых превенторов может быть расположен на морском дне 116 вокруг внешней поверхности внешней обсадной трубы 104. Морской буровой стояк 120 может проходить от блока 114 противовыбросовых превенторов до платформы 102 и быть приспособленным для соединения с внешней обсадной трубой 104 и внутренней обсадной трубой 106. Специалистам в данной области понятно, что внешняя обсадная труба 104, внутренняя обсадная труба 106 и морской буровой стояк 120 могут быть цельными или сборкой из нескольких участков обсадной трубы. В определенных операциях по морскому бурению конструкция морского бурового стояка 120 может проходить от платформы 102 на несколько миль через морскую воду, прежде чем достигнет морского дна 116.
Как указано выше, буровые операции требуют, чтобы буровой раствор закачивался в бурильную колонну 108 и через буровое долото 112 для смазки и охлаждения бурового долота 112 и удаления бурового шлама из ствола скважины 118. В определенные моменты во время бурения ствола скважины могут быть выполнены процедуры, которые требуют, чтобы буровые операции были остановлены, например, при ремонте компонентов бурильной колонны или замене долота. Обычно циркуляция бурового раствора через бурильную колонну 108 и вверх через кольцевое пространство 110 также останавливается.
В окружающих средах морского бурения могут использоваться буровой раствор на синтетической основе и буровой раствор на углеводородной основе. Со временем, если определенные типы бурового раствора на синтетической основе и бурового раствора на углеводородной основе остаются статичными, их реология может измениться. В частности, в определенных буровых растворах на синтетической и на углеводородной основе предельное статическое напряжение сдвига может измениться, и однородность
- 2 022156 добавок, распределенных в буровых растворах на синтетической и на углеводородной основе, может ухудшиться, а это приводит к тому, что буровой раствор будет иметь нежелательные реологические свойства. Как написано выше, морской буровой стояк 120 может проходить на несколько миль и, таким образом, свойства находящихся в нем буровых растворов на синтетической основе и на углеводородной основе могут значительно изменяться от платформы 102 до морского дна 116 и могут считаться ненадежными из-за неопределенности в отношении способности бурового раствора смазывать и охлаждать буровое долото 112, транспортировать буровой шлам из ствола скважины 118 и поддерживать значение гидростатического давления на забое ствола скважины 118. Таким образом, может потребоваться восстановление желательных реологических свойств и однородности бурового раствора.
Как указано выше, один способ кондиционирования бурового раствора - это прокачивание бурового раствора по бурильной колоне 108 и далее через буровое долото 112 и вверх через кольцевое пространство 110. Может понадобиться несколько раз прокачать весь объем бурового раствора через бурильную колонну 108, прежде чем будут восстановлены желаемые реологические свойства бурового раствора. Поскольку бурильная колонна 108 может проходить на несколько миль, многократная циркуляция бурового раствора может занять часы или дни и, таким образом, могут возникнуть существенные расходы, связанные со временем простоя буровой установки. Варианты воплощения, описанные в этом документе, могут обеспечить более эффективное устройство, систему и способ кондиционирования бурового раствора.
На фиг. 1А показана первая система 100А для кондиционирования бурового раствора, расположенная на бортовой платформе 102. Буровой раствор из источника 122 бурового раствора может закачиваться в устройство 126 кондиционирования насосом 124. Источник 122 бурового раствора может включать в себя емкость для бурового раствора, которая может быть большим резервуаром для хранения бурового раствора или резервуаром-хранилищем бурового раствора, расположенным в корпусе платформы 120. Насос 124 может быть насосом конкретно для кондиционирования бурового раствора или, как вариант, может быть насосом, который используется на бортовой платформе 120 в других целях. Например, насос 124 может быть насосом, используемым с целью подачи раствора для глушения скважины, если требуется регулирование дебита скважины. Более того, специалистам в данной области понятно, что для ускорения продвижения бурового раствора к устройству 126 кондиционирования может использоваться вспомогательный подкачивающий насос (не показан), о чем подробнее будет написано ниже. Из устройства 126 кондиционирования восстановленный буровой раствор может быть, как обозначено стрелкой А, направлен назад в источник 122 бурового раствора. В ином случае восстановленный буровой раствор может закачиваться в зону 128 хранения бурового раствора или в бурильную колонну 108, как обозначено соответственно стрелкой В и стрелкой С.
На фиг. 1В показана вторая система 100В для кондиционирования бурового раствора, расположенная на бортовой платформе 102. В системе 100В буровой раствор из кольцевого пространства 110 может закачиваться насосом 122 в устройство 126 кондиционирования. Восстановленный буровой раствор может закачиваться в зону 128 хранения бурового раствора, как обозначено стрелкой В, или в бурильную колонну 108, как обозначено стрелкой С.
На фиг. 2 показано устройство 126 кондиционирования в соответствии с вариантами воплощения, описанными в этом документе. Устройство 126 кондиционирования может включать в себя первый трубопровод 202 для приема бурового раствора. Буровой раствор может затем поступать во впускное отверстие 206 ограничителя 204 потока и выходить через выпускное отверстие 208 в первую камеру 212, как показано стрелкой А. Первая камера 212 может быть образована как зона во втором трубопроводе 224, расположенном между выпускным отверстием 208 и ударной плитой 210. Ударная плита 210 может быть прикреплена к держателю 211 при помощи средств крепежа, известных в данной области, таких как, например, механические крепежи, клеи, сварка и т.п. В ином случае ударная плита 210 может быть цельной с держателем 211. Ударная плита 210 может включать в себя элемент 234 поверхности, предназначенный для обеспечения желаемого потока бурового раствора через устройство 126 кондиционирования. Элемент 234 может включать в себя плоскую или выпуклую поверхность (не показаны) или вогнутую поверхность 236. Буровой раствор может поступать из первой камеры 212 через канал 216 для бурового раствора во вторую камеру 214, откуда она может выходить из устройства 126 кондиционирования через выпускное отверстие 218, как показано стрелкой В.
На фиг. 3Α-3Ό показаны ограничители 204 потока в соответствии с вариантами воплощения, описанными в этом документе. На фиг. 3А показан ограничитель 204 потока, имеющий единственное сопло 302а переменного диаметра. В частности, сопло 302а может включать в себя часть 304 уменьшающегося диаметра, часть 306 с постоянным диаметром и часть 308 с увеличивающимся диаметром. В ином случае, как показано на фиг. 3В, ограничитель 204 потока может включать в себя сопло 302Ь постоянного диаметра. Специалистам в данной области понятно, что в ограничителе потока 204 может быть расположено любое число сопел, имеющих желаемую геометрию. Например, на фиг. 3С показано три сопла 302с постоянного диаметра, а на фиг. 3Ό показано четыре сопла 302й переменного диаметра. Кроме того, специалистам в данной области понятно, что в одном и том же ограничителе потока могут быть сопла различных размеров и конфигураций.
- 3 022156
Ограничитель 204 потока может быстро изнашиваться и потому быть изготовлен из износостойкого материала, такого как, например, карбид вольфрама или керамика. Показанный на фиг. 2 ограничитель 204 потока может быть предназначен для удаляемого монтажа в устройстве 126 кондиционирования. В определенных вариантах воплощения ограничитель 204 потока может быть смонтирован при помощи, например, механического крепежа, такого как зажимы, болты, винты и резьбовые соединения. В определенных вариантах воплощения ограничитель 204 потока может быть расположен между двумя фланцами 220, 222, причем первый фланец 220 расположен на первом трубопроводе 202, а второй фланец 222 расположен на втором трубопроводе 224.
Ограничитель 204 потока может быть предназначен для ускорения потока бурового раствора через него и может подвергнуть буровой раствор продольному сдвигу, когда буровой раствор проходит через него. Продольный сдвиг может уменьшить предельное статическое напряжение сдвига бурового раствора, что помогает вернуть буровому раствору его первоначальные реологические свойства.
В определенных вариантах воплощения буровой раствор может прокачиваться через ограничитель 204 потока с расходом примерно от 100 до примерно 800 галлон/мин. Кроме того, буровой раствор может прокачиваться через ограничитель 204 потока при давлении примерно от 100 до примерно 3000 фунт/кв.дюйм.
На фиг. 2, 4А-4С показаны варианты воплощения ударной плиты 210 в соответствии с данным описанием. Перспективный вид ударной плиты 210а показан на фиг. 4А, а поперечные сечения ударных плит 210Ь и 210с показаны соответственно на фиг. 4В и 4С. Ударная плита 210а может включать в себя первую поверхность 402а, имеющую элемент 234, предназначенный для контакта с потоком бурового раствора, выходящий из ограничителя 204 потока. Хотя ограничитель 204 потока предназначен для ускорения потока бурового раствора по нему, ударная плита 210 может быть приспособлена для быстрого замедления потока бурового раствора, что обеспечивает ударный сдвиг бурового раствора.
Ударная плита 210 может включать в себя, по меньшей мере, плоскую поверхность, выпуклую поверхность или вогнутую поверхность. Как показано на фиг. 4А, плита 210а может включать в себя один выпуклый выступ 404 для препятствования продвижению ускоренного бурового раствора из выпускного отверстия 208 ограничителя 204 потока (фиг. 2). На фиг. 4В показана ударная плита 210Ь, имеющая множество элементов 234, имеющих выпуклые выступы 404, разделенные вогнутыми углублениями 406. В ином случае, как показано на фиг. 4С, ударная плита 210с может иметь элемент 234, включающий в себя выступ 408 с прямоугольными поверхностями.
Как показано на фиг. 4А-4С, ударная плита 210 может включать в себя выступ 404, центрированный относительно выпускного отверстия 208 ограничителя 204 потока (фиг. 2); однако выступ 404 и/или углубления 406 могут быть смещены относительно выпускного отверстия 208. Кроме того, выступы 404 и/или углубления 406 могут иметь любую форму профиля, такую как, например, округлую, овальную, треугольную, квадратную и т.п. Специалистам в данной области понятно, что может использоваться любое число выступов и/или углублений, имеющих любую желаемую геометрию.
На фиг. 2 и 4А-4С показано, что ударная плита 210 может быть подвергнута условиям сильного износа, и в силу этого ударная плита 210 может быть изготовлена из износостойкого материала, такого как, например, карбид вольфрама или керамика. Кроме того, ударная плита 210 может быть выполнена в виде сменного компонента устройства 126 кондиционирования. В определенных вариантах воплощения ударная плита 210 может быть прикреплена к держателю 211 при помощи сменных крепежей, таких как, например, резьбовые соединения, болты, винты, заклепки и т.п. Специалистам в данной области понятно, что могут быть использованы также другие удаляемые соединения.
Положение ударной плиты 210 относительно выпускного отверстия 208 ограничителя потока 204 может определить силу воздействия на буровой раствор. В целом увеличение расстояния между выпускным отверстием 208 и ударной плитой 210 может уменьшить силу ударного сдвига на буровую жидкость, тогда как уменьшение расстояния между выпускным отверстием 208 и ударной плитой 210 может увеличить силу ударного сдвига на буровой раствор.
На фиг. 2, 5А и 5В показаны варианты воплощения держателя 211 ударной плиты. На фиг. 5А показано, что держатель 211а может включать в себя дуговидный вырез 502, имеющий верхнюю дугу 504 для выравнивания с нижней частью периферии ударной плиты 210 таким образом, что буровой раствор может контактировать с ударной плитой 210, проходить через вырез 502, расположенный ниже, и поступать во вторую камеру 214 (фиг. 2). В определенных вариантах воплощения вырез 502 может иметь размер, позволяющий буровому раствору выходить из первой камеры 212 с расходом, фактически равным или большим, чем расход, с которым буровой раствор поступает в первую камеру 212. В таком варианте воплощения можно предотвратить накопление бурового раствора в первой камере 212.
На фиг. 5В показан иной держатель 211Ь ударной плиты. Держатель 211Ь может включать в себя множество отверстий 506, так что буровой раствор может выходить из отверстий 506 во вторую камеру 214 (фиг. 2). Специалистам в данной области понятно, что может использоваться любое число отверстий 506, имеющих любой желаемый размер. В определенных вариантах воплощения отверстия 506 могут иметь такие размеры и так размещаться, чтобы позволить буровому раствору поступать во вторую камеру 214 с расходом, примерно равным или большим, чем расход, с которым буровой раствор поступает в
- 4 022156 первую камеру 212. В таком варианте воплощения можно предотвратить наполнение жидкостью первой камеры 212.
На фиг. 5А и 5В показаны держатели 211а, 211Ь, которые могут включать в себя множество отверстий 508, расположенных по периферии держателей. В определенных вариантах воплощения держатели 211а, 211Ь могут быть расположены между третьим фланцем 228, расположенным вокруг второго трубопровода 224, и четвертым фланцем 230, расположенным вокруг третьего трубопровода 226 (фиг. 2). Третий и четвертый фланцы 228, 230 могут включать в себя несколько отверстий (не показаны), соответствующих отверстиям 508, так что через них могут быть удаляемо ввинчены болты 232.
На фиг. 2 показано, что после поступления во вторую камеру 214 буровой раствор может поступать в трубопровод (не показан), связанный со второй камерой 214, и может выходить из устройства 126 кондиционирования через выпускное отверстие 218. В определенных вариантах воплощения камера 214 и трубопровод (не показан), соединенные со второй камерой 214, могут быть такого размера, чтобы позволить буровому раствору выходить из второй камеры 214 с расходом, примерно равным расходу, с которым буровой раствор поступает во вторую камеру 214. Таким образом, можно предотвратить накопление бурового раствора во второй камере 214. Кроме того, в определенных вариантах воплощения вторая камера 214 может быть размещена таким образом, что сила тяжести вынуждает буровой раствор вытекать из второй камеры 214 по подсоединенному трубопроводу (не показан).
После осуществления продольного сдвига и ударного сдвига реологические свойства бурового раствора могут улучшиться и, таким образом, восстановленный буровой раствор может быть подходящим для использования во время бурения. В вариантах воплощения, в которых восстановленный буровой раствор закачивается в бурильную колонну 208, буровые операции могут возобновиться без необходимости многократной рециркуляции бурового раствора через кольцевое пространство 210 и бурильную колонну 208.
Преимуществом вариантов, описанных в данном документе, является возможность восстановления бурового раствора за меньший период времени, таким образом обеспечивая экономию времени и денег. Кроме того, поскольку система кондиционирования, описанная в этом документе, может использовать оборудование, которое уже присутствует на морских буровых платформах, она может быть достаточно компактна.
Хотя изобретение описано для относительно ограниченного числа вариантов воплощения, специалистам в данной области понятно, что могут быть разработаны и другие варианты воплощения, которые находятся в объеме настоящего изобретения, ограниченного только прилагаемой формулой изобретения.
Claims (18)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Устройство кондиционирования бурового раствора, содержащее первый трубопровод для приема бурового раствора, ограничитель потока, расположенный рядом с первым трубопроводом и имеющий впускное и выпускное отверстия для бурового раствора, ударную плиту, расположенную далее по потоку от ограничителя потока, первую камеру, расположенную между ограничителем потока и ударной плитой, и вторую камеру, расположенную далее по потоку от ударной плиты, причем первая камера сообщена со второй камерой.
- 2. Устройство кондиционирования по п.1, в котором ограничитель потока содержит по меньшей мере одно сопло, расположенное в нем и выбранное из сопла постоянного диаметра или сопла переменного диаметра.
- 3. Устройство кондиционирования по п.1, в котором ударная плита содержит по меньшей мере один элемент, расположенный на поверхности, направленной к выпускному отверстию для ограничителя потока, и выбранный из группы, состоящей из плоской поверхности, вогнутой поверхности и выпуклой поверхности.
- 4. Устройство кондиционирования по п.1, в котором ограничитель потока и ударная плита изготовлены из материала, выбранного из карбида вольфрама или керамики.
- 5. Система кондиционирования бурового раствора, содержащая насос для прокачивания бурового раствора из источника бурового раствора в устройство кондиционирования раствора, содержащее первый трубопровод для приема бурового раствора, ограничитель потока, расположенный рядом с первым трубопроводом и имеющий впускное и выпускное отверстия для бурового раствора, ударную плиту, расположенную далее по потоку от ограничителя потока, первую камеру, расположенную между ограничителем потока и ударной плитой, и вторую камеру, расположенную далее по потоку от ударной плиты, причем первая камера сообщена со второй камерой, и второй трубопровод, сообщенный со второй камерой и предназначенный для транспортировки бурового раствора из второй камеры в зону хранения кондиционированного бурового раствора.
- 6. Система по п.5, в которой ограничитель потока содержит по меньшей мере одно расположенное в нем сопло, выбранное из сопла постоянного диаметра или сопла переменного диаметра.
- 7. Система по п.5, в которой ударная плита содержит по меньшей мере один элемент, расположенный на поверхности, направленной к выпускному отверстию ограничителя потока, и выбранный из- 5 022156 группы, состоящей из плоской поверхности, вогнутой поверхности и выпуклой поверхности.
- 8. Система по п.5, в которой ограничитель потока и ударная плита изготовлены из материала, выбранного из карбида вольфрама или керамики.
- 9. Система по п.5, в которой источник бурового раствора выбран из действующей емкости для бурового раствора или морского бурового стояка.
- 10. Система по п.5, в которой зона хранения кондиционированного бурового раствора выбрана из группы, состоящей из действующей емкости для хранения бурового раствора и морского бурового стояка.
- 11. Способ кондиционирования бурового раствора посредством устройства кондиционирования бурового раствора по любому из пп.1-4, содержащий следующие стадии:прокачивание бурового раствора через ограничитель потока; ускорение потока бурового раствора в смесительную камеру; обеспечение продольного сдвига бурового раствора; замедление потока бурового раствора на ударной плите; обеспечение ударного сдвига бурового раствора;слив бурового раствора из смесительной камеры.
- 12. Способ по п.11, в котором буровой раствор прокачивают через ограничитель потока с расходом от около 100 до около 800 галлон/мин.
- 13. Способ по п.11, в котором буровой раствор прокачивают через ограничитель потока при давлении от около 100 до около 3000 фунт/кв.дюйм.
- 14. Способ по п.11, в котором ограничитель потока содержит по меньшей мере одно расположенное в нем сопло, выбранное из сопла постоянного диаметра и сопла переменного диаметра.
- 15. Способ по п.11, в котором ударная плита содержит по меньшей мере один элемент поверхности, расположенный на поверхности, направленной к выпускному отверстию ограничителя потока, и выбранный из группы, состоящей из плоской поверхности, вогнутой поверхности и выпуклой поверхности.
- 16. Способ по п.11, в котором ограничитель потока и ударная плита изготовлены из материала, выбранного из карбида вольфрама или керамики.
- 17. Способ по п.11, в котором источник бурового раствора выбран из действующей емкости для хранения бурового раствора или морского бурового стояка.
- 18. Способ по п.11, в котором прокачивание бурового раствора обеспечивают насосом буровой установки.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US31867610P | 2010-03-29 | 2010-03-29 | |
| PCT/US2011/030309 WO2011142894A1 (en) | 2010-03-29 | 2011-03-29 | High pressure shear nozzle for inline conditioning of drilling mud |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201290967A1 EA201290967A1 (ru) | 2013-03-29 |
| EA022156B1 true EA022156B1 (ru) | 2015-11-30 |
Family
ID=44914636
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201290967A EA022156B1 (ru) | 2010-03-29 | 2011-03-29 | Сопло для сдвига бурового раствора при высоком давлении |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20140174830A1 (ru) |
| EP (1) | EP2553208A1 (ru) |
| BR (1) | BR112012024871A2 (ru) |
| EA (1) | EA022156B1 (ru) |
| MX (1) | MX2012011343A (ru) |
| WO (1) | WO2011142894A1 (ru) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB201214444D0 (en) * | 2012-08-13 | 2012-09-26 | Churchill Drilling Tools Ltd | Apparatus and methods for use with drilling fluids |
| NO339652B1 (no) * | 2014-06-24 | 2017-01-16 | Kca Deutag Drilling As | Anordning for blanding av borefluid |
| CN104196473B (zh) * | 2014-08-13 | 2016-08-17 | 中国石油天然气集团公司 | 控压钻井专用过滤器 |
| NO346707B1 (en) * | 2019-02-05 | 2022-11-28 | Jagtech As | Method and device for shearing and mixing drilling fluid |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4444277A (en) * | 1981-09-23 | 1984-04-24 | Lewis H Roger | Apparatus and method for conditioning oil well drilling fluid |
| US5232059A (en) * | 1991-08-13 | 1993-08-03 | Marathon Oil Company | Apparatus for mixing and injecting a slurry into a well |
| US6293294B1 (en) * | 1999-06-24 | 2001-09-25 | Hydrosurge, Inc. | Method and apparatus for fluid mixing and dispensing |
| US6527054B1 (en) * | 1999-09-14 | 2003-03-04 | Deep Vision Llc | Apparatus and method for the disposition of drilling solids during drilling of subsea oilfield wellbores |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NL48062C (ru) * | 1938-03-11 | 1939-10-16 | ||
| US4084795A (en) * | 1975-09-22 | 1978-04-18 | Vaughn Daniel J | Apparatus for manufacturing foamed plastics |
| JP3688806B2 (ja) * | 1996-05-14 | 2005-08-31 | 彦六 杉浦 | スタティックミキサー |
| DE10019759C2 (de) * | 2000-04-20 | 2003-04-30 | Tracto Technik | Statisches Mischsystem |
| BRPI0921568B1 (pt) * | 2008-11-24 | 2019-11-19 | M I Drilling Fluids Canada Inc | método para misturar de fluidos de perfuração, unidade de mistura de alto cisalhamento, método de processamento de fluidos |
-
2011
- 2011-03-29 WO PCT/US2011/030309 patent/WO2011142894A1/en active Application Filing
- 2011-03-29 EA EA201290967A patent/EA022156B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-03-29 MX MX2012011343A patent/MX2012011343A/es not_active Application Discontinuation
- 2011-03-29 BR BR112012024871A patent/BR112012024871A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2011-03-29 US US13/637,933 patent/US20140174830A1/en not_active Abandoned
- 2011-03-29 EP EP11780971A patent/EP2553208A1/en not_active Withdrawn
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4444277A (en) * | 1981-09-23 | 1984-04-24 | Lewis H Roger | Apparatus and method for conditioning oil well drilling fluid |
| US5232059A (en) * | 1991-08-13 | 1993-08-03 | Marathon Oil Company | Apparatus for mixing and injecting a slurry into a well |
| US6293294B1 (en) * | 1999-06-24 | 2001-09-25 | Hydrosurge, Inc. | Method and apparatus for fluid mixing and dispensing |
| US6527054B1 (en) * | 1999-09-14 | 2003-03-04 | Deep Vision Llc | Apparatus and method for the disposition of drilling solids during drilling of subsea oilfield wellbores |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2553208A1 (en) | 2013-02-06 |
| EA201290967A1 (ru) | 2013-03-29 |
| MX2012011343A (es) | 2013-05-20 |
| US20140174830A1 (en) | 2014-06-26 |
| BR112012024871A2 (pt) | 2016-06-14 |
| WO2011142894A1 (en) | 2011-11-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9175530B2 (en) | Wellbore fluid mixing system | |
| DE69919691T2 (de) | Unterwasser dickstoffpumpe | |
| DE69921639T2 (de) | Unterwasser-rotier-umlenker | |
| US10301523B2 (en) | Surface treated lost circulation material | |
| CN103154421A (zh) | 用于处理在水下钻井或挖掘中的固体的装置和系统 | |
| US9145747B2 (en) | Methods and apparatuses for mixing drilling fluids | |
| EA022156B1 (ru) | Сопло для сдвига бурового раствора при высоком давлении | |
| US6745851B1 (en) | Methods and system for processing of drilling fluid | |
| US20130248465A1 (en) | Return Fluid Separator | |
| KR101987980B1 (ko) | 머드 시스템 | |
| AU2014275234B2 (en) | Lubricants for oil-based and water-based fluids for use in subterranean formation operations | |
| CN107250540B (zh) | 泵、应用在泵中的组件及打开组件的方法 | |
| KR20160029910A (ko) | 머드피트 클리닝 시스템 | |
| CA3005124C (en) | Bearing assembly for drilling a subterranean formation | |
| KR20160025706A (ko) | 연료공급 및 청정 시스템 | |
| KR20160135489A (ko) | 분쇄 장치 | |
| KR20150146026A (ko) | 머드 시스템 | |
| KR20150136188A (ko) | 머드 재생용 기체 제거장치 | |
| EP2971456A2 (en) | Purging fluid circuits in wellbore control devices |
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 |