RU2336407C2 - Устройство и способ для динамического регулирования давления в затрубном пространстве - Google Patents
Устройство и способ для динамического регулирования давления в затрубном пространстве Download PDFInfo
- Publication number
- RU2336407C2 RU2336407C2 RU2005129085/03A RU2005129085A RU2336407C2 RU 2336407 C2 RU2336407 C2 RU 2336407C2 RU 2005129085/03 A RU2005129085/03 A RU 2005129085/03A RU 2005129085 A RU2005129085 A RU 2005129085A RU 2336407 C2 RU2336407 C2 RU 2336407C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- drilling
- drilling fluid
- solution
- drill string
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 17
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 118
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 97
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 17
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 10
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 6
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 6
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 4
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 claims description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 39
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 13
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000010129 solution processing Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
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
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
-
- 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
- E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
- E21B21/106—Valve arrangements outside the borehole, e.g. kelly valves
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к бурильным системам. Устройство содержит бурильную колонну, проходящую в буровую скважину, при этом между колонной и стенкой скважины сформировано затрубное пространство, а колонна включает продольный проход для бурового раствора, имеющий выходное отверстие в нижней концевой части колонны, насос для закачивания бурового раствора по продольному проходу в затрубное пространство, выпускную трубу раствора, которая сообщается по текучей среде с затрубным пространством, систему противодавления раствора, которая сообщается по текучей среде с выпускной трубой раствора. Система противодавления содержит перепускную трубу и трехходовой клапан, установленный между насосом и продольным проходом. Насос сообщается по текучей среде с выпускной трубой раствора через трехходовой клапан и перепускную трубу, которая обходит, по меньшей мере, часть продольного прохода для раствора. Система противодавления в соответствии со вторым объектом изобретения содержит первое и второе регулируемые устройства ограничения потока. Повышается эффективность и надежность регулирования давления. 4 н. и 4 з.п. ф-лы, 3 ил.
Description
Область техники
Изобретение относится к способу и устройству для динамического регулирования давления в затрубном пространстве, в частности - к избирательно замкнутому нагнетательному способу регулирования давления в буровой скважине во время бурения и заканчивания скважины.
Уровень техники
Для разведки и добычи углеводородов из подземных пластов в конечном счете требуется обеспечение способа доступа к углеводородам в пласте и извлечения их из него. Обычно этот способ заключается в бурении скважины буровой установкой. В своей самой простой форме это наземная буровая установка, в которой установлена и которая вращает бурильную колонну, состоящую из ряда бурильных труб, и на конце которой установлена буровая коронка. При этом используется насосная система для циркуляции бурового раствора, состоящего из основной жидкости - обычно воды или нефти и из различных добавок, вниз по бурильной колонне; при этом раствор затем выходит через вращающуюся буровую коронку и течет обратно к поверхности через затрубное пространство, сформированное между стенкой буровой скважины и буровой коронкой. Буровой раствор служит для следующих целей: (а) поддерживает стенку буровой скважины, (б) предотвращает поступление флюидов или газов из пласта в скважину, (в) уносит создаваемый буровой коронкой буровой шлам к поверхности, (г) передает гидравлическую энергию инструментам, прикрепленным к бурильной колонне, (д) охлаждает коронку. Выполнив циркуляцию по скважине, буровой раствор течет обратно в систему выполнения работ с буровым раствором, которая обычно состоит из вибростола, который удаляет твердое вещество, приемной емкости для бурового раствора и ручного или автоматического средства для постоянного обеспечения свойств возвратного раствора из скважины, нужных для бурения. После обработки раствора он вновь циркулирует в скважину повторным нагнетанием в верх бурильной колонны с помощью насосной системы.
Во время бурения раствор прилагает давление на стенку ствола скважины, и в основном давление состоит из его гидростатической составляющей - веса столба бурового раствора в скважине и из его динамической части, относящейся к потерям напора от трения, обусловленным, например, скоростью циркуляции раствора или перемещением бурильной колонны. Совокупное давление (динамическое + статическое), которое прилагается раствором на стенку ствола скважины, обычно выражают в эквивалентной плотности или «эквивалентной циркуляционной плотности» (ЭЦП). Давление раствора в скважине подбирают таким, чтобы - когда раствор находится в статическом состоянии, или во время бурения - оно не превышало давления гидравлического разрыва пласта или прочности пласта. Если прочность пласта превышена, то происходят разрывы пласта, которые создают такие проблемы бурения, как потери раствора или нестабильность буровой скважины. С другой стороны, плотность раствора подбирают такой, чтобы давление в скважине всегда превышало поровое давление для того, чтобы пластовые флюиды не поступали в скважину (первичное регулирование скважины). Разница давления между поровым давлением, с одной стороны, и прочностью пласта, с другой стороны, называется «рабочим окном».
Для безопасности и для регулирования давления в устье скважины можно установить противовыбросовое устройство под полом буровой установки, которое может перекрывать ствол скважины в случае втекания в ствол скважины ненужных флюидов или газов (вторичное регулирование скважины). Эти ненужные втекания обычно называют «выбросами». Противовыбросовое устройство обычно используется в крайних случаях, т.е. в ситуациях регулирования скважины.
Для решения проблем работающих при повышенном гидростатическом давлении систем с открытой циркуляцией раствора разработаны несколько замкнутых систем обработки раствора. Например: патент США №6035952, Bradfield et al., и переуступленный компании Baker Hughes Incorporated. Согласно этому патенту замкнутая система используется для бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, т.е. давление в затрубном пространстве поддерживают в значениях ниже порового давления в пласте.
Еще один способ и система описываются в патенте США №6374925, H.L.Elkins, и в продолжающей заявке США 2002/0108783. Согласно этим изобретениям давление изолируют внутри затрубного пространства путем полного перекрытия выхода из затрубного пространства, когда циркуляция прерывается.
Данное изобретение также основывается на изобретении согласно патенту США №6352129, принадлежащему компании Shell Oil Company. Этот патент описывает способ и систему для регулирования давления раствора во время бурения с помощью насоса противодавления, который посредством текучей среды сообщается с выпускной трубой затрубного пространства, в дополнение к первичному насосу для циркуляции бурового раствора через затрубное пространство по бурильной колонне.
Сущность изобретения
Согласно настоящему изобретению обеспечивается бурильная система для бурения буровой скважины в подземный пласт, содержащая:
бурильную колонну, проходящую в буровую скважину; при этом между бурильной колонной и стенкой буровой скважины сформировано затрубное пространство, при этом бурильная колонна включает в себя продольный проход для бурового раствора, имеющий выходное отверстие в нижней концевой части бурильной колонны;
насос для закачивания бурого раствора из источника бурового раствора по продольному проходу для бурового раствора в затрубное пространство;
выпускную трубу раствора, которая сообщается по текучей среде с затрубным пространством, для выпуска бурового раствора;
систему противодавления раствора, которая сообщается по текучей среде с выпускной трубой раствора; при этом система противодавления раствора содержит перепускную трубу и трехходовой клапан, установленный между насосом и продольным проходом бурового раствора; при этом насос сообщается по текучей среде с выпускной трубой раствора через трехходовой клапан и перепускную трубу, которая обходит продольный проход для раствора.
Согласно своей второй особенности настоящее изобретение обеспечивает способ бурения буровой скважины в подземном пласте, согласно которому
вводят бурильную колонну в буровую скважину, при этом между бурильной колонной и стенкой буровой скважины формируется затрубное пространство, и бурильная колонна содержит продольный проход для бурового раствора, имеющий выпускное отверстие в нижней концевой части бурильной колонны;
закачивают буровой раствор по продольному проходу для бурового раствора в затрубное пространство с помощью насоса, сообщающегося по текучей среде с источником бурового раствора;
обеспечивают выпускную трубу раствора, которая сообщается по текучей среде с упомянутым затрубным пространством, для выпуска упомянутого бурового раствора;
обеспечивают систему противодавления раствора, которая сообщается по текучей среде с упомянутой выпускной трубой раствора; при этом упомянутая система противодавления раствора содержит перепускную трубу и трехходовой клапан, установленный между насосом и продольным проходом для бурового раствора; и
создают избыточное давление в выпускной трубе раствора с помощью упомянутого насоса за счет создания сообщения по текучей среде между насосом и выпускной трубой раствора по трехходовому клапану и перепускной трубе, при этом обходя, по меньшей мере, часть продольного прохода для раствора.
Поскольку согласно настоящему изобретению насос используется и для подачи бурового раствора в продольный проход для раствора, и для создания противодавления в выпускной трубе раствора, поэтому устраняется необходимость обеспечения насоса противодавления.
Краткое описание чертежей
Изобретение далее описывается более подробно и в качестве примера со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:
Фиг.1 схематически показывает осуществление устройства в соответствии с изобретением;
Фиг.2 - еще одно осуществление устройства согласно настоящему изобретению;
Фиг.3 - еще одно осуществление устройства согласно настоящему изобретению.
Подробное описание вариантов осуществления изобретения
Изобретение предназначено для обеспечения динамического регулирования давления в затрубном пространстве (ДРДЗП) в стволе скважины во время бурения, заканчивания и вмешательства в работу скважины.
Фиг.1-3 схематически показывают действующие на поверхности бурильные системы с применением осуществлений настоящего изобретения. Нужно отметить, что это изобретение можно также применить и в морских бурильных системах. Согласно чертежам бурильная система 100 состоит из буровой установки 102, выполняющей бурильные работы. Многие компоненты, используемые в буровой установке 102, такие как ведущая бурильная труба, приводной трубный ключ, буровая лебедка и др., для упрощения не показаны. Буровая установка 102 используется для буровых и разведывательных работ в пласте 104. Буровая скважина 106 уже частично пробурена, обсадная труба 108 установлена и зацементирована 109 на месте. Согласно предпочтительному осуществлению механизм перекрытия обсадной трубы, или скважинный клапан, 110 установлен в обсадной трубе 108 для возможного перекрытия затрубного пространства и действия в качестве клапана для перекрытия необсаженной секции скважины, когда вся бурильная колонна расположена над клапаном.
На бурильной колонне 112 установлен узел 113 низа бурильной колонны, который содержит буровую коронку 120, забойный турбинный двигатель 118, блок 119 датчиков скважинных/геофизических исследований во время бурения, включая датчик 116 давления для определения давления в затрубном пространстве, запорный клапан 118 для предотвращения противотока раствора из затрубного пространств. Она также содержит телеметрический блок 122, который передает данные о давлении, данные скважинных/геофизических исследований в процессе бурения и также данные о бурении, принимаемые на поверхности.
Как указано выше, для процесса бурения требуется применение бурового раствора 150, который хранится в резервуаре 136. Резервуар 136 сообщается по текучей среде с одним или несколькими буровыми насосами 138, которые закачивают буровой раствор 150 по трубе 140. Также можно обеспечить дополнительно расходомер 152, установленный последовательно с одним или несколькими буровыми насосами либо до него, либо после него. Труба 140 соединена с последним звеном бурильной колонны 112, проходящим через головку регулирования вращения наверху противовыбросового устройства 142. Головка регулирования вращения наверху противовыбросового устройства формирует во время ее действия затвор вокруг бурильной колонны 112, изолируя давление, но при этом обеспечивая возможность вращения и возвратно-поступательного перемещения бурильной колонны.
Раствор 150 закачивается вниз по бурильной колонне 112 и узлу низа бурильной колонны 113 и выходит из буровой коронки 120, где он циркуляцией отводит буровой шлам от коронки 120 и возвращает его в затрубное пространство 115 необсаженного ствола и затем в затрубное пространство, образованное между обсадной трубой 108 и бурильной колонной 112. Раствор 150 возвращается к поверхности и проходит через боковой выход под затвором вращающейся головки наверху противовыбросового устройства через трубу 124 и, как вариант, через различные уравнительные резервуары и системы телеметрии (не показано).
Затем раствор 150 обычно поступает в т.н. систему 131, 132, 133 противодавления. Раствор 150 поступает в систему 131, 132, 133 противодавления и проходит через, если таковой установлен, расходомер 126. Расходомер 126 может быть расходомером массового-балансового типа или другим расходомером высокой разрешающей способности. С помощью расходомера 126 и 152 оператор сможет определять количество раствора 150, закаченного в скважину по бурильной колонне 112, и количество раствора 150, возвращающегося из скважины. По разнице между закаченным количеством раствора 150 и вернувшимся количеством раствора 150 оператор сможет определить, есть ли потери раствора 150 в пласт 104, т.е. имеется ли значительный отрицательный перепад раствора, который может указывать на факт разрыва пласта. Аналогично значительный положительный перепад будет указывать на то, что в ствол скважины поступает флюид или газ пласта (выброс).
Раствор 150 идет к износостойкому штуцеру 130, установленному на трубе 124. Нужно отметить, что имеются штуцеры, выполненные с возможностью работы в среде, в которой буровой раствор 150 имеет существенное содержание бурового шлама и других твердых веществ. Штуцер 130 является штуцером такого типа, и он также выполнен с возможностью работы под разным давлением, с разными значениями расхода и с многоцикловыми режимами работы.
На Фиг.1 показано, раствор выходит из штуцера 130 и идет через клапан 121. Раствор 150 затем обрабатывается в ряде фильтров и вибростолом 129 для удаления загрязнителей, включая шлам, из раствора 150. Раствор 150 затем возвращается в резервуар 136.
На Фиг.1 трехходовой клапан 6 установлен в трубе 140 после бурового насоса 138 и до продольного прохода для бурового раствора в бурильной колонне 112. Перепускная труба 7 посредством текучей среды соединяет буровой насос 138 с выпускной трубой 124 бурового раствора в бурильной колонне 112 через трехходовой клапан 6, в результате чего обеспечивается обход продольного прохода для бурового раствора в бурильной колонне 112. С помощью этого клапана 6 раствор из буровых насосов полностью отводится из трубы 140 в трубу 7, и при этом исключается возможность его течения из бурового насоса 138 в бурильную колонну 112. Перекачивающее действие насоса 138 обеспечивает достаточный поток через патрубок 130 для регулирования противодавления.
В осуществлениях согласно Фиг.2 и 3 раствор 150 выходит из штуцера 130 и идет через клапан 5. Клапан 5 обеспечивает раствору, возвращающемуся из скважины, возможность поступления в дегазатор 1 и в оборудование 129 отделения твердых веществ или в резервуар 2, которым может быть доливочный резервуар. Дополнительно предусматриваемые дегазатор 1 и оборудование 129 отделения твердых веществ удаляют газообразные загрязнители, включая шлам, от раствора 150. После его прохождения через оборудование 129 отделения твердых веществ раствор 150 возвращается в резервуар 136.
Доливочный резервуар обычно используется в буровой установке для контролирования поступлений и потерь раствора во время спускоподъемных операций. Эти функциональные возможности обеспечиваются согласно настоящему изобретению.
Действие клапана 6 в осуществлении согласно Фиг.2 аналогично действию клапана 6 согласно Фиг.1. Клапан 6 может быть регулируемым клапаном, позволяющим регулируемое разделение совокупного выхода насоса для подачи в трубу 140 и в продольный проход для бурового раствора в бурильной трубе 112, с одной стороны, и в перепускную трубу 7, с другой. Таким образом, буровой раствор можно закачивать и в продольный проход для бурового раствора бурильной колонны 112, и в систему 131, 132, 133 противодавления.
В работе буровой насос 138 таким образом обеспечивает давление для восполнения потерь давления циркуляции в бурильной колонне и потерь давления циркуляции в затрубном пространстве. В зависимости от заданного противодавления регулируемый клапан 6 открывается, чтобы впустить поток бурового раствора в перепускную трубу 7 для создания нужного противодавления. Клапан 6 или, если таковой установлен, штуцер 130, или они оба регулируют для создания нужного противодавления.
Трехходовой клапан может быть выполнен согласно Фиг.3: в трубе 140 обеспечено разветвление 8 для текучей среды, и при этом первое регулируемое устройство 9 ограничения потока установлено между трехходовым разветвлением 8 для текучей среды и продольным проходом для бурового раствора; и второе регулируемое устройство 10 ограничения потока установлено между трехходовым разветвлением 8 для текучей среды и выпускной трубой 124 раствора.
Возможность обеспечения регулируемого противодавления в течение всего процесса бурения и заканчивания является значительным усовершенствованием по сравнению с обычными бурильными системами.
Нужно отметить, что в течение процесса бурения время от времени возникает необходимость в перекрытии циркуляции бурового раствора по продольному проходу для раствора в бурильной колонне 112 и по затрубному пространству 115, например - для выполнения последующих звеньев бурильной трубы. При перекрытии циркуляции бурового раствора давление в затрубном пространстве снизится до гидростатического давления. Аналогично при возобновлении циркуляции давление в затрубном пространстве повышается. Циклическая нагрузка на стенку буровой скважины может вызвать усталость скважины.
Применение этого изобретения позволит оператору непрерывно регулировать давление в затрубном пространстве путем регулирования противодавления на поверхности с помощью регулирующего штуцера 130, и/или клапана 6, и/или первого и второго регулируемых устройств 9, 10 ограничения потока. Таким образом, давление в забое можно изменять таким образом, что оно будет оставаться по существу постоянным и в пределах рабочего окна, ограничиваемого поровым давлением и давлением разрыва. Нужно отметить, что разница между таким образом обеспечиваемым давлением в затрубном пространстве и поровым давлением, известная как повышенное гидростатическое давление, может стать существенно меньшей, чем повышенное гидростатическое давление согласно известным способам.
Во всех осуществлениях согласно Фиг.1-3 отдельный насос противодавления не требуется для обеспечения достаточного противодавления в затрубном пространстве по трубе 124 и течения через штуцерную систему 130, когда поток через скважину нужно перекрыть по какой бы то ни было причине, например - для введения дополнительного звена бурильной трубы.
Несмотря на то, что настоящее изобретение изложено со ссылкой на определенное осуществление, нужно отметить, что в описываемых здесь системе и способе можно сделать модификации в рамках идеи настоящего изобретения.
Claims (10)
1. Бурильная система для бурения буровой скважины в подземный пласт, содержащая
бурильную колонну, проходящую в буровую скважину; при этом между бурильной колонной и стенкой буровой скважины сформировано затрубное пространство, при этом бурильная колонна включает в себя продольный проход для бурового раствора, имеющий выходное отверстие в нижней концевой части бурильной колонны;
насос для закачивания бурового раствора из источника бурового раствора по продольному проходу для бурового раствора в затрубное пространство;
выпускную трубу раствора, которая сообщается по текучей среде с затрубным пространством, для выпуска бурового раствора;
систему противодавления раствора, которая сообщается по текучей среде с выпускной трубой раствора; при этом система противодавления раствора содержит перепускную трубу и трехходовой клапан, установленный между насосом и продольным проходом для бурового раствора; при этом насос сообщается по текучей среде с выпускной трубой раствора через трехходовой клапан и перепускную трубу, которая обходит, по меньшей мере, часть продольного прохода для раствора.
2. Система по п.1, отличающаяся тем, что имеет средство регулирования противодавления, регулирующее поступление бурового раствора от насоса по перепускной трубе в выпускную трубу.
3. Система по п.1 или 2, отличающаяся тем, что система противодавления раствора также содержит регулируемое устройство ограничения потока для ограничения потока в проходе для раствора, при этом упомянутое устройство ограничения потока на одной стороне ограничения расхода осуществляет сообщение по текучей среде и с насосом, и с выпускной трубой раствора.
4. Бурильная система для бурения буровой скважины в подземный пласт, содержащая
бурильную колонну, проходящую в буровую скважину, при этом между бурильной колонной и стенкой буровой скважины сформировано затрубное пространство, при этом бурильная колонна включает в себя продольный проход для бурового раствора, имеющий выходное отверстие в нижней концевой части бурильной колонны;
насос для закачивания бурового раствора из источника бурового раствора по продольному проходу для бурового раствора в затрубное пространство;
выпускную трубу раствора, которая сообщается по текучей среде с затрубным пространством, для выпуска бурового раствора;
систему противодавления раствора, которая сообщается по текучей среде с выпускной трубой раствора, при этом система противодавления раствора содержит перепускную трубу и трехходовое разветвление для текучей среды, причем первое регулируемое устройство ограничения потока установлено между трехходовым разветвлением для текучей среды и продольным проходом для бурового раствора, и второе регулируемое устройство ограничения потока установлено между трехходовым разветвлением для текучей среды и выпускной трубой раствора.
5. Способ бурения буровой скважины в подземном пласте, согласно которому
вводят бурильную колонну в буровую скважину, при этом между бурильной колонной и стенкой буровой скважины формируется затрубное пространство, и бурильная колонна содержит продольный проход для бурового раствора, имеющий выпускное отверстие в нижней концевой части бурильной колонны;
закачивают буровой раствор по продольному проходу для бурового раствора в затрубное пространство с помощью насоса, сообщающегося по текучей среде с источником бурового раствора;
обеспечивают выпускную трубу раствора, которая сообщается по текучей среде с затрубным пространством, для выпуска упомянутого бурового раствора;
обеспечивают систему противодавления раствора, которая сообщается по текучей среде с выпускной трубой раствора; при этом система противодавления раствора содержит перепускную трубу и трехходовой клапан, установленный между насосом и продольным проходом для бурового раствора; и
создают избыточное давление в выпускной трубе раствора с помощью насоса за счет создания сообщения по текучей среде между насосом и выпускной трубой раствора по трехходовому клапану и перепускной трубе, при этом обходя, по меньшей мере, часть продольного прохода для раствора.
6. Способ по п.5, отличающийся тем, что регулирование подачи бурового раствора из насоса по перепускной трубе в выпускную трубу осуществляют за счет регулирования трехходового клапана.
7. Способ по п.5 или 6, отличающийся тем, что поток бурового раствора по продольному проходу для раствора в бурильной колонне перекрывают и перекачивающее действие насоса осуществляют для создания избыточного давления в перепускной трубе.
8. Способ бурения буровой скважины в подземном пласте, согласно которому
вводят бурильную колонну в буровую скважину, при этом между бурильной колонной и стенкой буровой скважины формируется затрубное пространство, и бурильная колонна содержит продольный проход для бурового раствора, имеющий выпускное отверстие в нижней концевой части бурильной колонны;
закачивают буровой раствор по продольному проходу для бурового раствора в затрубное пространство с помощью насоса, сообщающегося по текучей среде с источником бурового раствора;
обеспечивают выпускную трубу раствора, которая сообщается по текучей среде с затрубным пространством, для выпуска упомянутого бурового раствора;
обеспечивают систему противодавления раствора, которая сообщается по текучей среде с выпускной трубой раствора; при этом система противодавления раствора содержит перепускную трубу и трехходовое разветвление для текучей среды, причем первое регулируемое устройство ограничения потока устанавливают между трехходовым разветвлением для текучей среды и продольным проходом для бурового раствора, и второе регулируемое устройство ограничения потока устанавливают между трехходовым разветвлением для текучей среды и выпускной трубой раствора; и подачу бурового раствора из насоса по перепускной трубе в выпускную трубу регулируют путем регулирования одного или обоих первого и второго регулируемых устройств ограничения потока.
Приоритет по пунктам:
18.02.2003 по пп.1-3, 5, 6, 8;
01.08.2003 по пп.4, 7.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/368,128 | 2003-02-18 | ||
| US10/368,128 US6904981B2 (en) | 2002-02-20 | 2003-02-18 | Dynamic annular pressure control apparatus and method |
| NG86/2003 | 2003-02-19 | ||
| EP0308644 | 2003-08-01 | ||
| EPPCT/EP03/08644 | 2003-08-01 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005129085A RU2005129085A (ru) | 2006-01-27 |
| RU2336407C2 true RU2336407C2 (ru) | 2008-10-20 |
Family
ID=32987210
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005129085/03A RU2336407C2 (ru) | 2003-02-18 | 2004-02-18 | Устройство и способ для динамического регулирования давления в затрубном пространстве |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6904981B2 (ru) |
| EP (1) | EP1595057B2 (ru) |
| CN (1) | CN100343475C (ru) |
| AR (1) | AR043196A1 (ru) |
| AU (1) | AU2004213597B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0407538B1 (ru) |
| CA (1) | CA2516277C (ru) |
| EG (1) | EG24151A (ru) |
| MX (1) | MXPA05008753A (ru) |
| OA (1) | OA13030A (ru) |
| RU (1) | RU2336407C2 (ru) |
| WO (1) | WO2004074627A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2519319C1 (ru) * | 2010-05-19 | 2014-06-10 | Прэд Рисерч Энд Дивелопмент Лимитед | Способ для бурения через пласты, содержащие нежелательные углеводороды |
| RU2586129C1 (ru) * | 2012-04-27 | 2016-06-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способ управления давлением в кольцевом пространстве ствола скважины с применением газлифта в линии возврата бурового раствора |
Families Citing this family (133)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020112888A1 (en) * | 2000-12-18 | 2002-08-22 | Christian Leuchtenberg | Drilling system and method |
| US7185719B2 (en) | 2002-02-20 | 2007-03-06 | Shell Oil Company | Dynamic annular pressure control apparatus and method |
| US8955619B2 (en) * | 2002-05-28 | 2015-02-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Managed pressure drilling |
| US20060086538A1 (en) * | 2002-07-08 | 2006-04-27 | Shell Oil Company | Choke for controlling the flow of drilling mud |
| US7350590B2 (en) * | 2002-11-05 | 2008-04-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Instrumentation for a downhole deployment valve |
| US7255173B2 (en) | 2002-11-05 | 2007-08-14 | Weatherford/Lamb, Inc. | Instrumentation for a downhole deployment valve |
| US7836946B2 (en) | 2002-10-31 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotating control head radial seal protection and leak detection systems |
| US20050222772A1 (en) * | 2003-01-29 | 2005-10-06 | Koederitz William L | Oil rig choke control systems and methods |
| US6920942B2 (en) * | 2003-01-29 | 2005-07-26 | Varco I/P, Inc. | Method and apparatus for directly controlling pressure and position associated with an adjustable choke apparatus |
| CN100532780C (zh) | 2003-08-19 | 2009-08-26 | @平衡有限公司 | 钻井系统及方法 |
| US7032691B2 (en) * | 2003-10-30 | 2006-04-25 | Stena Drilling Ltd. | Underbalanced well drilling and production |
| CA2570263A1 (en) * | 2004-06-17 | 2006-01-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Variable density drilling mud |
| US8088716B2 (en) | 2004-06-17 | 2012-01-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Compressible objects having a predetermined internal pressure combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
| WO2007145735A2 (en) | 2006-06-07 | 2007-12-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for fabricating compressible objects for a variable density drilling mud |
| MY140447A (en) * | 2004-09-22 | 2009-12-31 | Balance B V | Method of drilling a lossy formation |
| WO2006039665A2 (en) * | 2004-10-01 | 2006-04-13 | Complete Production Services, Inc. | Apparatus and method for well completion |
| US7926593B2 (en) | 2004-11-23 | 2011-04-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotating control device docking station |
| US8826988B2 (en) | 2004-11-23 | 2014-09-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Latch position indicator system and method |
| US7539548B2 (en) * | 2005-02-24 | 2009-05-26 | Sara Services & Engineers (Pvt) Ltd. | Smart-control PLC based touch screen driven remote control panel for BOP control unit |
| US7407019B2 (en) * | 2005-03-16 | 2008-08-05 | Weatherford Canada Partnership | Method of dynamically controlling open hole pressure in a wellbore using wellhead pressure control |
| US20070235223A1 (en) * | 2005-04-29 | 2007-10-11 | Tarr Brian A | Systems and methods for managing downhole pressure |
| CA2612111A1 (en) * | 2005-06-17 | 2006-12-28 | Baker Hughes Incorporated | Active controlled bottomhole pressure system and method with continuous circulation system |
| US8256532B2 (en) * | 2005-07-01 | 2012-09-04 | Board Of Regents, The University Of Texas System | System, program products, and methods for controlling drilling fluid parameters |
| WO2007005822A2 (en) * | 2005-07-01 | 2007-01-11 | Board Of Regents, The University Of Texas System | System, program products, and methods for controlling drilling fluid parameters |
| US7836973B2 (en) | 2005-10-20 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Annulus pressure control drilling systems and methods |
| MY144810A (en) * | 2005-10-20 | 2011-11-15 | Transocean Sedco Forex Ventures Ltd | Apparatus and method for managed pressure drilling |
| MX2008008658A (es) * | 2006-01-05 | 2008-11-28 | At Balance Americas Llc | Metodo para determinar la entrada de fluidos de yacimientos o la perdida de fluidos de perforacion de un agujero de pozo usando un sistema de control de presion anular dinamico. |
| NZ571012A (en) | 2006-03-06 | 2011-06-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method and apparatus for managing variable density drilling mud that comprises compressible particles and drilling fluid |
| US20070227774A1 (en) * | 2006-03-28 | 2007-10-04 | Reitsma Donald G | Method for Controlling Fluid Pressure in a Borehole Using a Dynamic Annular Pressure Control System |
| WO2007124330A2 (en) * | 2006-04-20 | 2007-11-01 | At Balance Americas Llc | Pressure safety system for use with a dynamic annular pressure control system |
| US7857046B2 (en) * | 2006-05-31 | 2010-12-28 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for obtaining a wellbore schematic and using same for wellbore servicing |
| EP2041235B1 (en) | 2006-06-07 | 2013-02-13 | ExxonMobil Upstream Research Company | Compressible objects combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
| EP2038364A2 (en) | 2006-06-07 | 2009-03-25 | ExxonMobil Upstream Research Company | Compressible objects having partial foam interiors combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
| US8490719B2 (en) * | 2006-10-23 | 2013-07-23 | M-I L.L.C. | Method and apparatus for controlling bottom hole pressure in a subterranean formation during rig pump operation |
| US9435162B2 (en) | 2006-10-23 | 2016-09-06 | M-I L.L.C. | Method and apparatus for controlling bottom hole pressure in a subterranean formation during rig pump operation |
| CA2867376C (en) * | 2006-11-07 | 2016-01-12 | Charles R. Orbell | Method of constructing a riser string by installing a valve and an annular seal |
| US8844652B2 (en) | 2007-10-23 | 2014-09-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Interlocking low profile rotating control device |
| US8286734B2 (en) | 2007-10-23 | 2012-10-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Low profile rotating control device |
| WO2010031052A2 (en) * | 2008-09-15 | 2010-03-18 | Bp Corporation North America Inc. | Method of determining borehole conditions from distributed measurement data |
| GB0819340D0 (en) | 2008-10-22 | 2008-11-26 | Managed Pressure Operations Ll | Drill pipe |
| US8281875B2 (en) * | 2008-12-19 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
| US8322432B2 (en) | 2009-01-15 | 2012-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Subsea internal riser rotating control device system and method |
| US9359853B2 (en) | 2009-01-15 | 2016-06-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Acoustically controlled subsea latching and sealing system and method for an oilfield device |
| GB0905633D0 (en) | 2009-04-01 | 2009-05-13 | Managed Pressure Operations Ll | Apparatus for and method of drilling a subterranean borehole |
| GB2469119B (en) | 2009-04-03 | 2013-07-03 | Managed Pressure Operations | Drill pipe connector |
| US9567843B2 (en) * | 2009-07-30 | 2017-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling methods with event detection |
| US8347983B2 (en) | 2009-07-31 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with a high pressure rotating control device |
| US8567525B2 (en) * | 2009-08-19 | 2013-10-29 | Smith International, Inc. | Method for determining fluid control events in a borehole using a dynamic annular pressure control system |
| US8360170B2 (en) * | 2009-09-15 | 2013-01-29 | Managed Pressure Operations Pte Ltd. | Method of drilling a subterranean borehole |
| US9416637B2 (en) * | 2009-11-12 | 2016-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Integrated choke manifold system for use in a well application |
| NO346117B1 (no) | 2010-01-05 | 2022-02-28 | Halliburton Energy Services Inc | Brønnkontrollsystemer og fremgangsmåter |
| CN102128011A (zh) * | 2010-01-20 | 2011-07-20 | 烟台杰瑞石油开发有限公司 | 一种用于岩屑环空回注的装置及其控制方法 |
| WO2011106004A1 (en) * | 2010-02-25 | 2011-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure control device with remote orientation relative to a rig |
| US8844633B2 (en) * | 2010-03-29 | 2014-09-30 | At-Balance Americas, Llc | Method for maintaining wellbore pressure |
| US8347982B2 (en) | 2010-04-16 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | System and method for managing heave pressure from a floating rig |
| US8820405B2 (en) | 2010-04-27 | 2014-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Segregating flowable materials in a well |
| US8201628B2 (en) | 2010-04-27 | 2012-06-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore pressure control with segregated fluid columns |
| US8322425B2 (en) | 2010-05-20 | 2012-12-04 | Chevron U.S.A., Inc. | System and method for controlling one or more fluid properties within a well in a geological volume |
| EP2395352A1 (de) | 2010-06-07 | 2011-12-14 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zur Bestimmung der lokalen räumlichen Ausdehnung der Phase an Wertstoff-Mineral in einem Gestein |
| EP2392768B1 (de) | 2010-06-07 | 2013-08-28 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zur Erhöhung einer Ausbeute einer Lagerstätte |
| EP2392772A1 (de) | 2010-06-07 | 2011-12-07 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zur Erhöhung einer Ausbeute einer Lagerstätte |
| US9175542B2 (en) | 2010-06-28 | 2015-11-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Lubricating seal for use with a tubular |
| CN101892824B (zh) * | 2010-07-22 | 2013-07-03 | 中国石油天然气集团公司 | 一种组合式多级压力控制方法与装置 |
| WO2012027245A1 (en) * | 2010-08-26 | 2012-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for managed pressure drilling |
| US8757272B2 (en) | 2010-09-17 | 2014-06-24 | Smith International, Inc. | Method and apparatus for precise control of wellbore fluid flow |
| CN102454372A (zh) * | 2010-10-19 | 2012-05-16 | 中国石油化工集团公司 | 一种井筒压力管理系统及方法 |
| US8684109B2 (en) | 2010-11-16 | 2014-04-01 | Managed Pressure Operations Pte Ltd | Drilling method for drilling a subterranean borehole |
| US9163473B2 (en) | 2010-11-20 | 2015-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote operation of a rotating control device bearing clamp and safety latch |
| US8739863B2 (en) | 2010-11-20 | 2014-06-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote operation of a rotating control device bearing clamp |
| US9458696B2 (en) | 2010-12-24 | 2016-10-04 | Managed Pressure Operations Pte. Ltd. | Valve assembly |
| US9556715B2 (en) | 2011-02-23 | 2017-01-31 | Baker Hughes Incorporated | Gas production using a pump and dip tube |
| CA2829378A1 (en) | 2011-03-09 | 2012-09-13 | Prad Research And Development Limited | Method for charcterizing subsurface formations using fluid pressure response during drilling operations |
| GB2504623B (en) * | 2011-03-24 | 2018-11-14 | Schlumberger Holdings | Managed pressure drilling with rig heave compensation |
| US9249638B2 (en) | 2011-04-08 | 2016-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore pressure control with optimized pressure drilling |
| MX2013011657A (es) | 2011-04-08 | 2013-11-01 | Halliburton Energy Serv Inc | Control de presion automatico del tubo estabilizador en perforacion. |
| CN102758606A (zh) * | 2011-04-28 | 2012-10-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 煤层气测试地面注入系统 |
| US9080407B2 (en) | 2011-05-09 | 2015-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
| US9222350B2 (en) | 2011-06-21 | 2015-12-29 | Diamond Innovations, Inc. | Cutter tool insert having sensing device |
| MY172254A (en) | 2011-09-08 | 2019-11-20 | Halliburton Energy Services Inc | High temperature drilling with lower temperature drated tools |
| IN2014DN03333A (ru) * | 2011-11-08 | 2015-06-05 | Halliburton Energy Services Inc | |
| US9447647B2 (en) * | 2011-11-08 | 2016-09-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Preemptive setpoint pressure offset for flow diversion in drilling operations |
| US9725974B2 (en) * | 2011-11-30 | 2017-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of downhole pressure measurements while drilling to detect and mitigate influxes |
| US9932787B2 (en) * | 2011-12-14 | 2018-04-03 | Smith International, Inc. | Systems and methods for managed pressured drilling |
| US20130220600A1 (en) * | 2012-02-24 | 2013-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling systems and methods with pump drawing fluid from annulus |
| GB2501741B (en) * | 2012-05-03 | 2019-02-13 | Managed Pressure Operations | Method of drilling a subterranean borehole |
| CN102704908B (zh) * | 2012-05-14 | 2015-06-03 | 西南石油大学 | 煤层气水平分支井分流自动控制系统及工艺 |
| WO2014015323A1 (en) | 2012-07-20 | 2014-01-23 | Merlin Technology, Inc. | Inground operations, system, communications and associated apparatus |
| US20140048331A1 (en) | 2012-08-14 | 2014-02-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Managed pressure drilling system having well control mode |
| CN103790530B (zh) * | 2012-10-26 | 2017-03-08 | 中国石油天然气集团公司 | 钻井流体转向切换控制系统 |
| US9823373B2 (en) | 2012-11-08 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic telemetry with distributed acoustic sensing system |
| US20140172306A1 (en) | 2012-12-18 | 2014-06-19 | Schlumberger Technology Corporation | Integrated oilfield decision making system and method |
| EP2935773A4 (en) | 2012-12-20 | 2016-09-07 | Services Petroliers Schlumberger | PRODUCTION OF BORING HOLES AND DECISION SUPPORT SYSTEM |
| AU2012398043B2 (en) | 2012-12-31 | 2016-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Regulating drilling fluid pressure in a drilling fluid circulation system |
| SG11201505463RA (en) | 2013-03-13 | 2015-08-28 | Halliburton Energy Services Inc | Diverting flow in a drilling fluid circulation system to regulate drilling fluid pressure |
| US10174570B2 (en) * | 2013-11-07 | 2019-01-08 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | System and method for mud circulation |
| AU2013406174B2 (en) | 2013-11-27 | 2017-06-15 | Landmark Graphics Corporation | Lumped data modeling of tool joint effects in underbalanced drilling |
| GB2521404C (en) | 2013-12-18 | 2021-03-24 | Managed Pressure Operations | Connector assembly for connecting a hose to a tubular |
| WO2015142819A1 (en) | 2014-03-21 | 2015-09-24 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Back pressure control system |
| WO2015145293A1 (en) * | 2014-03-26 | 2015-10-01 | Drillmec Spa | Method of assembly of a string of elements for deepwater drilling and ultradeep, obstruction element and corresponding use of the same in the said drilling string |
| US10062044B2 (en) * | 2014-04-12 | 2018-08-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for prioritizing and allocating well operating tasks |
| US10184305B2 (en) * | 2014-05-07 | 2019-01-22 | Halliburton Enery Services, Inc. | Elastic pipe control with managed pressure drilling |
| CN105672992A (zh) * | 2014-05-29 | 2016-06-15 | 中国石油集团钻井工程技术研究院 | 一种用于实现钻井全过程的环空压力测量方法 |
| CN105672991A (zh) * | 2014-05-29 | 2016-06-15 | 中国石油集团钻井工程技术研究院 | 一种用于测量钻柱上下运动产生抽吸环空压力波动的方法 |
| CN105781530A (zh) * | 2014-05-29 | 2016-07-20 | 中国石油集团钻井工程技术研究院 | 全程环空压力测量方法 |
| CA2959498C (en) | 2014-08-28 | 2022-08-30 | Schlumberger Canada Limited | Method and system for monitoring and controlling fluid movement through a wellbore |
| US10526883B2 (en) | 2014-09-29 | 2020-01-07 | Schlumberger Technology Corporation | Absolute time reference based control system for well construction automation |
| US9500035B2 (en) * | 2014-10-06 | 2016-11-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Integrated managed pressure drilling transient hydraulic model simulator architecture |
| CN104453716B (zh) * | 2014-11-10 | 2016-04-13 | 张朝纯 | 复式双循环欠平衡套管随钻钻井工艺 |
| CN104533282B (zh) * | 2014-11-10 | 2016-06-08 | 张朝纯 | 复式双循环欠平衡钻井工艺 |
| US10787882B2 (en) | 2015-01-23 | 2020-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Adaptive pressure relief valve set point systems |
| CA2996170C (en) | 2015-09-01 | 2020-07-21 | Schlumberger Canada Limited | Proportional control of rig drilling mud flow |
| BR112018011267B1 (pt) | 2015-12-03 | 2023-03-28 | Schlumberger Technology B.V. | Estrangulamento de orifício controlável montado em riser |
| CN105840176A (zh) * | 2016-04-08 | 2016-08-10 | 中国石油集团钻井工程技术研究院 | 随钻当量密度测量方法及装置 |
| US10533548B2 (en) | 2016-05-03 | 2020-01-14 | Schlumberger Technology Corporation | Linear hydraulic pump and its application in well pressure control |
| US10648315B2 (en) * | 2016-06-29 | 2020-05-12 | Schlumberger Technology Corporation | Automated well pressure control and gas handling system and method |
| US11293242B2 (en) | 2016-07-07 | 2022-04-05 | National Oilwell Varco Norway As | Systems and methods for managing fluid pressure in a borehole during drilling operations |
| US11377917B2 (en) | 2016-12-22 | 2022-07-05 | Schlumberger Technology Corporation | Staged annular restriction for managed pressure drilling |
| EP3559396A4 (en) | 2016-12-22 | 2020-07-29 | Services Petroliers Schlumberger | RING-SHAPED ADJUSTABLE TUBE FRAME LIMIT FOR THE MANAGED PRESSURE HOLE WITH REPLACABLE RAMMS |
| MX2019008542A (es) | 2017-01-18 | 2019-11-05 | Schlumberger Technology Bv | Sistema de circulacion ininterrumpida para mantener la presion de fondo de pozo. |
| CN107269239A (zh) * | 2017-08-04 | 2017-10-20 | 西南石油大学 | 一种稳定油套环空压力的装置及其方法 |
| EP3665356A4 (en) | 2017-08-11 | 2021-03-31 | Services Pétroliers Schlumberger | UNIVERSAL RISER LINE FOR DRILLING WITH CONTROLLED PRESSURE AND UNDERWATER MUD DRILLING |
| US20190078405A1 (en) * | 2017-09-12 | 2019-03-14 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for wellbore pressure control |
| CA3075276A1 (en) | 2017-09-19 | 2019-03-28 | Schlumberger Canada Limited | Rotating control device |
| CN110469320B (zh) * | 2019-08-01 | 2022-11-29 | 长江大学 | 一种失返性井漏当量密度计算方法 |
| US11473418B1 (en) | 2020-01-22 | 2022-10-18 | Vermeer Manufacturing Company | Horizontal directional drilling system and method |
| US11401771B2 (en) | 2020-04-21 | 2022-08-02 | Schlumberger Technology Corporation | Rotating control device systems and methods |
| US11187056B1 (en) | 2020-05-11 | 2021-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Rotating control device system |
| US11274517B2 (en) | 2020-05-28 | 2022-03-15 | Schlumberger Technology Corporation | Rotating control device system with rams |
| US11732543B2 (en) | 2020-08-25 | 2023-08-22 | Schlumberger Technology Corporation | Rotating control device systems and methods |
| US11028648B1 (en) * | 2020-11-05 | 2021-06-08 | Quaise, Inc. | Basement rock hybrid drilling |
| US11746649B2 (en) * | 2021-01-12 | 2023-09-05 | Saudi Arabian Oil Company | Leak detection for electric submersible pump systems |
| CN113565431A (zh) * | 2021-08-27 | 2021-10-29 | 中国铁建重工集团股份有限公司 | 一种气动潜孔锤用空压机压力控制方法 |
| US11686177B2 (en) * | 2021-10-08 | 2023-06-27 | Saudi Arabian Oil Company | Subsurface safety valve system and method |
Family Cites Families (32)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3443643A (en) | 1966-12-30 | 1969-05-13 | Cameron Iron Works Inc | Apparatus for controlling the pressure in a well |
| US3677353A (en) | 1970-07-15 | 1972-07-18 | Cameron Iron Works Inc | Apparatus for controlling well pressure |
| US3738436A (en) † | 1971-05-28 | 1973-06-12 | Smith International | Mud saver valve and method |
| US3827511A (en) | 1972-12-18 | 1974-08-06 | Cameron Iron Works Inc | Apparatus for controlling well pressure |
| US4108203A (en) † | 1974-08-08 | 1978-08-22 | Brown Oil Tools, Inc. | Check valve assembly |
| DK150665C (da) | 1985-04-11 | 1987-11-30 | Einar Dyhr | Drosselventil til regujlering af gennemstroemning og dermed bagtryk i |
| US4630675A (en) | 1985-05-28 | 1986-12-23 | Smith International Inc. | Drilling choke pressure limiting control system |
| US4700739A (en) | 1985-11-14 | 1987-10-20 | Smith International, Inc. | Pneumatic well casing pressure regulating system |
| US4653597A (en) | 1985-12-05 | 1987-03-31 | Atlantic Richfield Company | Method for circulating and maintaining drilling mud in a wellbore |
| FR2641320B1 (fr) | 1988-12-30 | 1991-05-03 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif d'actionnement a distance d'equipement comportant un systeme duse-aiguille |
| GB2239279B (en) | 1989-12-20 | 1993-06-16 | Forex Neptune Sa | Method of analysing and controlling a fluid influx during the drilling of a borehole |
| US5010966A (en) * | 1990-04-16 | 1991-04-30 | Chalkbus, Inc. | Drilling method |
| US5305836A (en) | 1992-04-08 | 1994-04-26 | Baroid Technology, Inc. | System and method for controlling drill bit usage and well plan |
| FR2699222B1 (fr) | 1992-12-14 | 1995-02-24 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif et méthode d'actionnement à distance d'un équipement comportant des moyens de temporisation - Application à une garniture de forage. |
| CA2094313C (en) | 1993-04-19 | 1999-08-24 | Bobbie Joe Bowden | Automatic drilling system |
| US5857522A (en) * | 1996-05-03 | 1999-01-12 | Baker Hughes Incorporated | Fluid handling system for use in drilling of wellbores |
| US6035952A (en) | 1996-05-03 | 2000-03-14 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop fluid-handling system for use during drilling of wellbores |
| US5890549A (en) | 1996-12-23 | 1999-04-06 | Sprehe; Paul Robert | Well drilling system with closed circulation of gas drilling fluid and fire suppression apparatus |
| US6148912A (en) * | 1997-03-25 | 2000-11-21 | Dresser Industries, Inc. | Subsurface measurement apparatus, system, and process for improved well drilling control and production |
| US6176323B1 (en) * | 1997-06-27 | 2001-01-23 | Baker Hughes Incorporated | Drilling systems with sensors for determining properties of drilling fluid downhole |
| US6119772A (en) | 1997-07-14 | 2000-09-19 | Pruet; Glen | Continuous flow cylinder for maintaining drilling fluid circulation while connecting drill string joints |
| US6325159B1 (en) | 1998-03-27 | 2001-12-04 | Hydril Company | Offshore drilling system |
| US6415877B1 (en) | 1998-07-15 | 2002-07-09 | Deep Vision Llc | Subsea wellbore drilling system for reducing bottom hole pressure |
| GC0000342A (en) | 1999-06-22 | 2007-03-31 | Shell Int Research | Drilling system |
| US6412554B1 (en) | 2000-03-14 | 2002-07-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore circulation system |
| US6374925B1 (en) | 2000-09-22 | 2002-04-23 | Varco Shaffer, Inc. | Well drilling method and system |
| US6394195B1 (en) | 2000-12-06 | 2002-05-28 | The Texas A&M University System | Methods for the dynamic shut-in of a subsea mudlift drilling system |
| US6474422B2 (en) † | 2000-12-06 | 2002-11-05 | Texas A&M University System | Method for controlling a well in a subsea mudlift drilling system |
| US20020112888A1 (en) | 2000-12-18 | 2002-08-22 | Christian Leuchtenberg | Drilling system and method |
| US6484816B1 (en) | 2001-01-26 | 2002-11-26 | Martin-Decker Totco, Inc. | Method and system for controlling well bore pressure |
| WO2002068787A2 (en) | 2001-02-23 | 2002-09-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for controlling bottom-hole pressure during dual-gradient drilling |
| US6575244B2 (en) | 2001-07-31 | 2003-06-10 | M-I L.L.C. | System for controlling the operating pressures within a subterranean borehole |
-
2003
- 2003-02-18 US US10/368,128 patent/US6904981B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2004
- 2004-02-17 AR ARP040100478A patent/AR043196A1/es not_active Application Discontinuation
- 2004-02-18 OA OA1200500230A patent/OA13030A/en unknown
- 2004-02-18 CA CA2516277A patent/CA2516277C/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-02-18 MX MXPA05008753A patent/MXPA05008753A/es active IP Right Grant
- 2004-02-18 WO PCT/EP2004/050149 patent/WO2004074627A1/en active IP Right Grant
- 2004-02-18 BR BRPI0407538-2A patent/BRPI0407538B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2004-02-18 CN CNB2004800044574A patent/CN100343475C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-02-18 RU RU2005129085/03A patent/RU2336407C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2004-02-18 AU AU2004213597A patent/AU2004213597B2/en not_active Ceased
- 2004-02-18 EP EP04712053.0A patent/EP1595057B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2005
- 2005-08-15 EG EGNA2005000462 patent/EG24151A/xx active
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2519319C1 (ru) * | 2010-05-19 | 2014-06-10 | Прэд Рисерч Энд Дивелопмент Лимитед | Способ для бурения через пласты, содержащие нежелательные углеводороды |
| RU2586129C1 (ru) * | 2012-04-27 | 2016-06-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способ управления давлением в кольцевом пространстве ствола скважины с применением газлифта в линии возврата бурового раствора |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2516277C (en) | 2010-07-27 |
| MXPA05008753A (es) | 2005-09-20 |
| AU2004213597A1 (en) | 2004-09-02 |
| EP1595057B2 (en) | 2018-06-20 |
| US20030196804A1 (en) | 2003-10-23 |
| AR043196A1 (es) | 2005-07-20 |
| WO2004074627A1 (en) | 2004-09-02 |
| EP1595057A1 (en) | 2005-11-16 |
| CN100343475C (zh) | 2007-10-17 |
| EP1595057B1 (en) | 2006-07-19 |
| RU2005129085A (ru) | 2006-01-27 |
| BRPI0407538A (pt) | 2006-02-14 |
| OA13030A (en) | 2006-11-10 |
| AU2004213597B2 (en) | 2007-05-31 |
| CA2516277A1 (en) | 2004-09-02 |
| US6904981B2 (en) | 2005-06-14 |
| CN1751169A (zh) | 2006-03-22 |
| EG24151A (en) | 2008-08-19 |
| BRPI0407538B1 (pt) | 2015-05-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2336407C2 (ru) | Устройство и способ для динамического регулирования давления в затрубном пространстве | |
| US7185719B2 (en) | Dynamic annular pressure control apparatus and method | |
| CA2579218C (en) | Method of drilling a lossy formation | |
| RU2586129C1 (ru) | Система и способ управления давлением в кольцевом пространстве ствола скважины с применением газлифта в линии возврата бурового раствора | |
| US11085255B2 (en) | System and methods for controlled mud cap drilling | |
| EP2281103B1 (en) | Systems and methods for subsea drilling | |
| EA023468B1 (ru) | Способ определения давления гидроразрыва пласта и оптимальных параметров бурения во время бурения | |
| MX2015004003A (es) | Metodo de perforacion para perforar un pozo subterraneo. | |
| US8851181B2 (en) | Method for circulating a fluid entry out of a subsurface wellbore without shutting in the wellbore | |
| RU2519319C1 (ru) | Способ для бурения через пласты, содержащие нежелательные углеводороды |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20140127 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180219 |