RU2519319C1 - Способ для бурения через пласты, содержащие нежелательные углеводороды - Google Patents
Способ для бурения через пласты, содержащие нежелательные углеводороды Download PDFInfo
- Publication number
- RU2519319C1 RU2519319C1 RU2012154899/03A RU2012154899A RU2519319C1 RU 2519319 C1 RU2519319 C1 RU 2519319C1 RU 2012154899/03 A RU2012154899/03 A RU 2012154899/03A RU 2012154899 A RU2012154899 A RU 2012154899A RU 2519319 C1 RU2519319 C1 RU 2519319C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wellbore
- hydrocarbon
- pressure
- fluid
- drilling
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 46
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 46
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 55
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 35
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 15
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 13
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 claims description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 2
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000012886 linear function Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000008093 supporting effect Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области бурения скважин через подземные пласты, содержащие ограниченный объем углеводородов. Способ включает определение поступления углеводородов в ствол скважины, определение уменьшения скорости поступления углеводорода, переключение регулирования выпуска из ствола скважины для поддержания выбранного давления в стволе скважины на регулирование скорости выпуска флюида из ствола скважины для обеспечения его постоянной скорости, если она уменьшается, возврат регулирования выпуска из ствола скважины для поддержания выбранного давления, когда поступление углеводорода в ствол скважины находится на приемлемом уровне. Повышается эффективность бурения через пласт с ограниченным объемом углеводородов. 4 з.п.ф-лы, 3 ил.
Description
Предпосылки создания изобретения
Область изобретения
[1] Изобретение относится к области бурения скважин через подземные пласты. Более конкретно, изобретение относится к способам для безопасного бурения скважин через горные породы, содержащие ограниченный объем углеводородов, с использованием динамических систем регулирования давления в кольцевом пространстве.
Предпосылки создания изобретения
[2] Система и способы бурения, используемые с настоящим изобретением, описаны в патенте США 7395878, выданном Рейтсму и др. и включенном в настоящую заявку посредством ссылки. В процессе бурения, особенно в определенных шельфовых породах, встречаются пласты, содержащие небольшие количества углеводородов («пласты с нежелательными углеводородами»). Первоначально такие пласты, содержащие углеводороды, могут иметь давление углеводорода в поровых пространствах, которое превышает гидростатическое давление флюида в скважине. Однако по мере поступления углеводорода в скважину такие пласты теряют давление относительно быстро, поскольку распространение их горизонта является ограниченным. Бурение через такой пласт с нежелательным углеводородом требует применения оптимального способа с целью сокращения объема и давления углеводорода до приемлемых уровней для безопасного продолжения бурения, поскольку такие зоны нежелательного углеводорода, в типичном случае, быстро истощаются в результате выпуска углеводородов в ствол скважины. Поэтому нежелательно увеличивать плотность бурового раствора или использовать так называемый «метод бурильщика» регулирования давления в стволе скважины, который требует, чтобы давление в напорной линии (т.е. давление бурового раствора при его накачке в бурильную колонну) оставалось постоянным. Приведенные выше утверждения также применимы к бурению скважин, содержащих углеводород, «с отрицательным дифференциальным давлением», где гидростатическое (и гидродинамическое) давление флюида в стволе скважины поддерживается ниже давления углеводородного флюида в поровых пространствах содержащих углеводород горных пород.
[3] Существует потребность в более эффективном способе для бурения через пласт с нежелательным углеводородом и/или бурения с отрицательным дифференциальным давлением.
Сущность изобретения
[4] Способ регулирования поступления углеводорода в ствол скважины из подземного пласта в соответствии с одним аспектом изобретения содержит стадии: определение, поступает ли углеводород в ствол скважины. Если скорость поступления углеводорода в ствол скважины уменьшается, тогда установленное регулирование выпуска из ствола скважины переключается от поддержания выбранного давления в стволе скважины к регулированию скорости выпуска флюида из ствола скважины для обеспечения по существу постоянной скорости выпуска, если скорость поступления углеводорода уменьшается. Регулирование выпуска из ствола скважины возвращается к поддержанию выбранного давления в стволе скважины, когда углеводород прекращает поступать в ствол скважины.
[5] Другие аспекты и преимущества изобретения станут очевидными из последующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
[6] Фиг.1 изображает вариант системы бурения, использующей динамическое регулирование давления в кольцевом пространстве.
[7] Фиг.2 - систему бурения, использующую альтернативный вариант реализации регулирования давления в кольцевом пространстве.
[8] Фиг.3 - блок-схему способа в соответствии с изобретением.
Подробное описание изобретения
[9] Фиг.1 - это схематический вид системы бурения в стволе скважины, содержащий один из вариантов реализации системы динамического регулирования давления в кольцевом пространстве, которая может использоваться с определенными вариантами изобретения. Одна из таких систем описана в патенте США № 7395878, выданном Рейтсму и др. и включенном в настоящую заявку посредством ссылки. Различные контроллеры, такие как программируемые логические контроллеры, могут использоваться для автоматического управления различными узлами, описанными ниже, в ответ на измерения от различных описанных здесь датчиков, и такие контроллеры также описаны в патенте № 7395878. С целью обеспечения ясности чертежей такие узлы здесь не показаны.
[10] Специалистам в рассматриваемой области техники понятно, что наземная или шельфовая система бурения может содержать систему динамического регулирования давления в кольцевом пространстве, как показано на фиг.1, с использованием способов в соответствии с изобретением. Показана система бурения 100, включающая буровую установку 102, которая используется для обеспечения бурильных работ. Многие узлы, используемые на буровой установке 102, такие как ведущая труба, приводные ключи, плашки для захвата труб, буровая лебедка и другое оборудование не показаны отдельно с целью обеспечения ясности чертежей. Буровая установка 102 применяется для поддержки бурильной колонны 112, используемой для бурения ствола скважины 106 через пласт такой, как показанный в виде пласта 104. Как показано на фиг.1, ствол скважины 106 уже частично пробурен, и защитная труба или обсадная колонна 108 уже установлена на место и зацементирована 109 по месту в части пробуренного участка ствола скважины 106. В настоящем варианте реализации изобретения механизм отключения обсадной колонны или забойный клапан 110 выборочно устанавливается в колонну 108 для отключения кольцевого пространства и фактически действует как клапан для отключения необсаженного участка ствола скважины 106 (части буровой скважины ниже днища обсадной колонны 108), когда буровое долото 120 на нижнем конце бурильной колонны 112 располагается над клапаном 110.
[11] Бурильная колонна 112 служит опорой для компоновки низа бурильной колонны (КНБК) 113, который может включать буровое долото 120, необязательный турбобур 118, необязательный комплект 119 датчиков для измерений во время бурения и каротажа во время бурения, который предпочтительно включает датчик давления 116 для определения давления в кольцевом пространстве ствола скважины 106, т.е. давления флюида в кольцевом пространстве 115 между бурильной колонной 112 и стенкой ствола скважины 106. Бурильная колонна 112 может включать обратный клапан (не показан) для предотвращения обратного потока флюида из кольцевого пространства 115 во внутреннюю часть бурильной колонны 112 в случае возникновения давления на поверхности ствола скважины, заставляющего давление в стволе скважины превысить давление флюида внутри бурильной колонны 112. Комплект 119 предпочтительно включает телеметрический комплекс 122, который используется для передачи данных давления, данных датчиков и также информации в отношении процесса бурения, принимаемых на поверхности. Хотя фиг.1 иллюстрирует КНБК 113, использующую модуляционную телеметрическую систему для контроля давления бурового раствора, специалистам в рассматриваемой области техники понятно, что с настоящим изобретением можно использовать и другие телеметрические системы, такие как радиочастотные, электромагнитные или передающие системы бурильной колонны.
[12] Процесс бурения требует использования бурового раствора 150, который в типичном случае хранится в резервуаре 136. Резервуар 136 находится в гидравлической связи с одним или с большим числом буровых насосов буровой установки 138, которые прокачивают буровой раствор 150 через трубопровод 140. Трубопровод 140 соединен с самым верхним участком или «секцией» бурильной колонны 112, которая проходит через вращающееся устьевое оборудование или «вращающийся блок превенторов» 142. Вращающийся блок превенторов 142 при его активации заставляет эластомерные уплотняющие элементы сферической формы поворачиваться вверх, смыкаясь вокруг бурильной колонны 112 и изолируя давление флюида в кольцевом пространстве, и, в то же время, допуская вращение бурильной колонны. Доступные в продаже вращающиеся блоки превенторов, такие как те, что производятся компанией National Oilwell Varco, расположенной по адресу: 10000 Richmond Avenue, Houston, Texas 77042, способны изолировать давления в кольцевом пространстве величиной до 10000 фунтов на квадратный дюйм (68947,6 кПа). Флюид 150 прокачивается вниз через внутренний канал в бурильной колонне 112 и КНБК 113 и выходит через форсунки или насадки в буровое долото 120, где флюид 150 перемещает выбуренную породу по кругу от долота 120 и возвращает обломки породы вверх через кольцевое пространство 115 между бурильной колонной 112 и стволом скважины 106 и через кольцевое пространство, образованное между обсадной колонной 108 и бурильной колонной 112. Флюид 150 в конечном итоге возвращается на поверхность земли и направляется вращающимся блоком превенторов 142 в отводное устройство 117, трубопровод 124 и различные уравнительные баки и телеметрические приемные системы (не показаны отдельно).
[13] В дальнейшем флюид 150 поступает в устройство, которое, в общем случае, упоминается здесь как система противодавления, которая может состоять из штуцера 130, клапана 123 и трубопроводов насоса, а также опционального насоса, как показано в позиции 128. Флюид 150 поступает в систему противодавления через трубопровод 124, штуцер 130 (см. пояснения ниже) и через необязательный расходомер 126.
[14] Возвращенный флюид 150 протекает через износостойкий штуцер с регулируемой диафрагмой 130. Специалистам в рассматриваемой области техники понятно, что существуют штуцеры, сконструированные для работы в условиях окружающей среды, где буровой раствор 150 содержит прочные обломки породы и другие твердые вещества. Штуцер 130 предпочтительно относится к такому типу и также может эксплуатироваться при изменяющихся давлениях, регулируемых отверстиях или диафрагмах и на протяжении многих рабочих циклов. Флюид 150 поступает в штуцер 130 и протекает через расходомер 126 (если он используется) и клапан 5. Затем флюид 150 может подвергаться обработке за счет необязательного дегазатора 1 и комплекта из фильтров и стенда с виброситом 129, сконструированного для удаления загрязняющих веществ, включая обломки породы, из флюида 150. Затем флюид 150 возвращается в резервуар 136.
[15] Перед трехходовым клапаном 125 может быть расположен циркуляционный контур 119b для подачи флюида 150 непосредственно на впуск насоса 128 противодавления. Как альтернатива, может быть предусмотрен впуск насоса 128 противодавления с флюидом из резервуара через трубопровод 119a, который находится в гидравлической связи с доливным резервуаром (не показан). Доливной резервуар обычно используется на буровой установке для текущего контроля поступлений и потерь бурового раствора во время спусковых и подъемных операций (извлечения или опускания всей бурильной колонны или ее значительной части относительно ствола скважины). Выполняемые функции доливного резервуара в изобретении предпочтительно сохраняются. Трехходовой клапан 125 может использоваться для выбора циркуляционного контура 119b, трубопровода 119a или для отключения системы противодавления. Поскольку насос 128 противодавления способен использовать возвращенный флюид для создания противодавления за счет выбора циркуляционного контура 119b, специалистам в рассматриваемой области техники понятно, что возвращенный флюид может содержать загрязняющие вещества, которые могут оказаться не удаленными за счет стенда фильтров/вибросита 129. В таком случае износ насоса 128 противодавления может возрастать. Поэтому предпочтительная подача флюида для насоса 128 противодавления представляет собой трубопровод 119a для обеспечения подачи регенерированного флюида на впуск насоса 128 противодавления.
[16] В процессе эксплуатации трехходовой клапан 125 может выбирать возможность подключения трубопровода 119a или трубопроводного контура 119b, а насос 128 противодавления может подключаться для обеспечения пропускания достаточного количества флюида через верхнюю по ходу потока часть штуцера 130 для того, чтобы обеспечивать сохранение противодавления в кольцевом пространстве 115, даже в случае, когда отсутствует поток бурового раствора, поступающего в кольцевое пространство 115. В настоящем варианте реализации изобретения насос 128 противодавления способен обеспечить давление приблизительно до 2200 фунтов на кв. дюйм (15168,5 кПа); хотя на усмотрение разработчика системы могут быть выбраны насосы, способные обеспечивать более высокое давление.
[17] Способность обеспечивать противодавление - это существенное улучшение по отношению к обычным системам регулирования потока флюида. Давление в любом осевом положении в кольцевом пространстве 115, обеспечиваемое флюидом, является функцией плотности и фактической глубины скважины по вертикали в осевом положении, и, в общем случае, приблизительно представляет собой линейную функцию. Присадки, добавляемые к флюиду в резервуаре 136, могут прокачиваться в забой скважины для постепенного изменения градиента, приложенного к флюиду 150.
[18] Система может включать расходомер 152 в трубопроводе 100 для измерения количества флюида, перекачанного в кольцевое пространство 115. Специалистам в рассматриваемой области техники понятно, что за счет осуществления текущего контроля расходомеров 126, 152, и, таким образом, объема, прокачиваемого насосом 128 противодавления, можно определить количество флюида 150, теряемого в пласте, или, наоборот, количество пластового флюида, поступающего в ствол скважины 106. Также в систему включено техническое обеспечение для текущего контроля условий давления в стволе скважины и прогнозирования характеристик давления в стволе скважины 106 и кольцевом пространстве 115.
[19] Фиг.2 показывает альтернативный вариант реализации системы динамического регулирования давления в кольцевом пространстве. В этом варианте реализации изобретения не требуется насос противодавления для поддержания достаточного потока через штуцер, когда по любой причине необходимо отключить поток через ствол скважины. В этом варианте реализации изобретения в трубопроводе 140 ниже по ходу потока относительно буровых насосов буровой установки 138 размещается дополнительный трехходовой клапан 6. Этот дополнительный трехходовой клапан 6 позволяет флюиду от буровых насосов буровой установки 138 быть полностью перенаправленным из трубопровода 140 в трубопровод 7, таким образом перенаправляя поток от буровых насосов буровой установки 138, который в противном случае поступил бы во внутренний канал бурильной колонны 112 в нагнетательную линию 124 (и, таким образом, приложил бы давление к кольцевому пространству 115). За счет поддерживающего действия буровых насосов буровой установки 138 и, в конечном итоге, перенаправления выхода насосов 138 в кольцевое пространство 115 через штуцер 130 обеспечивается достаточный поток для регулирования противодавления в кольцевом пространстве.
[20] Специалистам в рассматриваемой области техники понятно, что любой вариант реализации системы и способа в соответствии с изобретением будет, в типичном случае, включать измерительный прибор или датчик 146 (фиг.1 и 2), который измеряет уровень флюида в баке или резервуаре 136. Измеренный уровень флюида в баке или резервуаре - это входной сигнал для способа в соответствии с изобретением. В общем случае способы в соответствии с изобретением используют увеличение объема бака 136 и/или абсолютный объем бака 136 в качестве обратной связи для управления штуцером 130, чтобы допустить поступление установленного объема углеводорода в скважину с учетом других факторов, таких как устьевое давление и/или прочность башмака обсадной колонны.
[21] При бурении через так называемый пласт с «нежелательными» углеводородами давление флюида в пласте находится на максимуме, когда поступление флюида в ствол скважины 106 происходит впервые, но, по мере поступления углеводорода в ствол скважины 106, пластовое давление и поток углеводорода уменьшаются, вызывая вначале увеличение, а затем уменьшение объема в баке 136. Когда такое состояние идентифицировано, управление системой динамического регулирования давления в кольцевом пространстве воздействует на штуцер 130 для регулирования давления в скважине за счет разрешения выпуска из кольцевого пространства 115 ствола скважины только установленного количества флюида, так что скорость выпускаемого потока остается практически постоянной. По мере уменьшения давления в пласте с нежелательным углеводородом и уменьшения количества углеводорода, поступающего в ствол скважины, открывающийся штуцер 130 будет продолжать открываться до наступления момента времени, когда он откроется полностью.
[22] На фиг.3 показана блок-схема примерного способа в соответствии с изобретением. На стадии 200 детектируется приток углеводорода в ствол скважины. Такой приток может быть обнаружен путем детектирования увеличения объема или уровня флюида в баке 136 (фиг.1). На стадии 202 давление в кольцевом пространстве и/или в бурильной колонне, называемое «давлением в напорной линии» («ДНЛ») поддерживается с использованием динамической системы регулирования давления в кольцевом пространстве за счет управления штуцером 130 (фиг.1) и за счет соответствующего управления насосами буровой установки 138 (фиг.1). На стадии 204 определяется, достигнуты ли условия для переключения работы системы динамического регулирования давления в кольцевом пространстве на регулирование объема бака, т.е. за счет регулирования скорости выпуска флюида из кольцевого пространства ствола скважины. Условие или условия, которые должны быть выполнены, могут представлять собой следующее: достижение требуемого увеличения поступления в бак, достижение поверхности притоком углеводорода (нормальный случай), уменьшение скорости притока флюида (скорость увеличения объема или уровня в баке замедляется), что индицирует уменьшение давления, уменьшение объема углеводорода после достижения поверхности (нормальный случай), или уменьшение уровня в баке (нормальный случай после достижения углеводородом поверхности). Если условие на стадии 204 не выполняется, давление в стволе скважины поддерживается с использованием системы динамического регулирования давления в кольцевом пространстве (возврат к стадии 202). Если условие на стадии 204 выполняется, то система динамического регулирования давления в кольцевом пространстве переключается на регулирование сохранения объема в баке на стадии 206.
[23] Максимальный объем в баке, в типичном случае, поддерживается постоянным на стадии 206. По мере уменьшения давления в пластовом резервуаре в ствол скважины поступает меньше углеводорода, который заменяется буровым раствором в кольцевом пространстве, так что уровень в баке начинает уменьшаться. Этого не достаточно для истощения углеводорода в пластовом резервуаре, поскольку гидростатическое давление в кольцевом пространстве будет возрастать. В этом случае система динамического регулирования давления в кольцевом пространстве может открывать штуцер 130 (фиг.1) для уменьшения давления флюида в кольцевом пространстве 115 скважины (фиг.1), позволяя, таким образом, вытекать большему количеству углеводорода. Это, в свою очередь, вызывает увеличение объема в баке. Открывание штуцера 130 с целью увеличения поступления углеводорода выполняется до тех пор, пока штуцер не откроется полностью или скважина не окажется под требуемым для продолжения бурения давлением. Это можно увидеть на стадии 208 как запрос: является ли штуцер полностью открытым или находится ли давление в стволе скважины при выбранном значении. Если указанные выше условия не выполняются, то процесс возвращается в начало цикла к регулированию объема в баке на стадии 206. Если штуцер полностью открыт или достигается выбранное давление в стволе скважины, то процесс завершается и система динамического регулирования давления в кольцевом пространстве может снова переключаться на поддержание выбранного давления в забое (или в кольцевом пространстве ствола скважины).
[24] Хотя изобретение и было описано относительно ограниченного числа вариантов его реализации, специалистам в рассматриваемой области техники понятно, что могут быть разработаны и другие варианты реализации изобретения, которые не отклоняются от объема изобретения. Соответственно, объем изобретения может быть ограничен исключительно прилагаемой формулой изобретения.
Claims (5)
1. Способ регулирования поступления углеводорода в ствол скважины из подземного пласта, содержащий следующие стадии:
определение поступления углеводорода в ствол скважины;
определение уменьшения скорости поступления углеводорода в ствол скважины;
переключение регулирования выпуска из ствола скважины для поддержания выбранного давления в стволе скважины на регулирование скорости выпуска флюида из ствола скважины для обеспечения по существу постоянной скорости выпуска, если скорость поступления углеводорода в ствол скважины уменьшается; и
возврат регулирования выпуска из ствола скважины для поддержания выбранного давления в стволе скважины, когда поступление углеводорода в ствол скважины находится на приемлемом уровне.
определение поступления углеводорода в ствол скважины;
определение уменьшения скорости поступления углеводорода в ствол скважины;
переключение регулирования выпуска из ствола скважины для поддержания выбранного давления в стволе скважины на регулирование скорости выпуска флюида из ствола скважины для обеспечения по существу постоянной скорости выпуска, если скорость поступления углеводорода в ствол скважины уменьшается; и
возврат регулирования выпуска из ствола скважины для поддержания выбранного давления в стволе скважины, когда поступление углеводорода в ствол скважины находится на приемлемом уровне.
2. Способ по п.1, в котором регулирование давления в стволе скважины и регулирование скорости поступления углеводорода в ствол скважины содержит управление штуцером с регулируемой диафрагмой в линии выпуска из ствола скважины.
3. Способ по п.1, в котором определение поступления углеводорода в ствол скважины содержит определение увеличения объема бурового раствора, сохраняемого в резервуаре подачи/возврата.
4. Способ по п.1, в котором определение уменьшения скорости поступления углеводорода в ствол скважины содержит определение по меньшей мере одного из постоянного объема и уменьшенного объема бурового раствора, сохраняемого в резервуаре подачи/возврата.
5. Способ по п.1, в котором возврат регулирования выпуска из ствола скважины для поддержания выбранного давления в стволе скважины осуществляется, когда штуцер с регулируемой диафрагмой по существу полностью открыт.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US34615110P | 2010-05-19 | 2010-05-19 | |
| US61/346,151 | 2010-05-19 | ||
| US13/108,020 US9284799B2 (en) | 2010-05-19 | 2011-05-16 | Method for drilling through nuisance hydrocarbon bearing formations |
| US13/108,020 | 2011-05-16 | ||
| PCT/US2011/036898 WO2011146549A2 (en) | 2010-05-19 | 2011-05-18 | Method for drilling through nuisance hydrocarbon formations |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2519319C1 true RU2519319C1 (ru) | 2014-06-10 |
Family
ID=44971527
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012154899/03A RU2519319C1 (ru) | 2010-05-19 | 2011-05-18 | Способ для бурения через пласты, содержащие нежелательные углеводороды |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9284799B2 (ru) |
| EP (1) | EP2572072B1 (ru) |
| CN (1) | CN103003516B (ru) |
| CA (1) | CA2799752C (ru) |
| RU (1) | RU2519319C1 (ru) |
| WO (1) | WO2011146549A2 (ru) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10934783B2 (en) | 2018-10-03 | 2021-03-02 | Saudi Arabian Oil Company | Drill bit valve |
| US11746276B2 (en) | 2018-10-11 | 2023-09-05 | Saudi Arabian Oil Company | Conditioning drilling fluid |
| CN111980666B (zh) * | 2020-09-03 | 2024-05-14 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种基于井下烃类检测技术控制硫化氢侵入井筒的方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4867254A (en) * | 1987-08-07 | 1989-09-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method of controlling fluid influxes in hydrocarbon wells |
| 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 |
| US7367411B2 (en) * | 2000-12-18 | 2008-05-06 | Secure Drilling International, L.P. | Drilling system and method |
| RU2336407C2 (ru) * | 2003-02-18 | 2008-10-20 | @ Бэланс Б.В. | Устройство и способ для динамического регулирования давления в затрубном пространстве |
Family Cites Families (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3362487A (en) * | 1966-05-03 | 1968-01-09 | Swaco Inc | Control for a hydraulically actuated choke in a drilling mud flow line |
| US3726136A (en) * | 1970-12-17 | 1973-04-10 | Petro Electronics Inc | Drilling-fluid control-monitoring apparatus |
| US3740739A (en) * | 1971-11-30 | 1973-06-19 | Dresser Ind | Well monitoring and warning system |
| GB9621871D0 (en) | 1996-10-21 | 1996-12-11 | Anadrill Int Sa | Alarm system for wellbore site |
| US6755261B2 (en) * | 2002-03-07 | 2004-06-29 | Varco I/P, Inc. | Method and system for controlling well fluid circulation rate |
| EP1537291B1 (en) | 2002-07-25 | 2007-07-18 | Schlumberger Technology B.V. | Drilling method |
| US6820702B2 (en) * | 2002-08-27 | 2004-11-23 | Noble Drilling Services Inc. | Automated method and system for recognizing well control events |
| MXPA06001754A (es) * | 2003-08-19 | 2006-05-12 | Shell Int Research | Sistema y metodo de perforacion. |
| US7337660B2 (en) * | 2004-05-12 | 2008-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for reservoir characterization in connection with drilling operations |
| US7308952B2 (en) * | 2004-06-04 | 2007-12-18 | Strazhgorodskiy Semen Iosiphov | Underbalanced drilling method and apparatus |
| MY140447A (en) * | 2004-09-22 | 2009-12-31 | Balance B V | Method of drilling a lossy formation |
| CA2489968C (en) * | 2004-12-10 | 2010-08-17 | Precision Drilling Technology Services Group Inc. | Method for the circulation of gas when drilling or working a well |
| 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 |
| US7908034B2 (en) * | 2005-07-01 | 2011-03-15 | 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 |
| CA2629631C (en) | 2005-11-18 | 2012-06-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of drilling and producing hydrocarbons from subsurface formations |
| EA015325B1 (ru) * | 2006-01-05 | 2011-06-30 | ЭТ БЭЛЭНС АМЕРИКАС ЭлЭлСи | Способ определения существования события управления скважиной |
| US20070246263A1 (en) * | 2006-04-20 | 2007-10-25 | Reitsma Donald G | Pressure Safety System for Use With a Dynamic Annular Pressure Control System |
| US7953587B2 (en) | 2006-06-15 | 2011-05-31 | Schlumberger Technology Corp | Method for designing and optimizing drilling and completion operations in hydrocarbon reservoirs |
| CA2665116C (en) | 2006-10-30 | 2011-07-19 | Schlumberger Canada Limited | System and method for performing oilfield simulation operations |
| US8215417B2 (en) * | 2007-01-23 | 2012-07-10 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Method, device and system for drilling rig modification |
| US8528660B2 (en) * | 2010-03-05 | 2013-09-10 | Safekick Americas Llc | System and method for safe well control operations |
-
2011
- 2011-05-16 US US13/108,020 patent/US9284799B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-05-18 CA CA2799752A patent/CA2799752C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-05-18 WO PCT/US2011/036898 patent/WO2011146549A2/en active Application Filing
- 2011-05-18 RU RU2012154899/03A patent/RU2519319C1/ru active
- 2011-05-18 CN CN201180035232.5A patent/CN103003516B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-05-18 EP EP11784128.8A patent/EP2572072B1/en not_active Not-in-force
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4867254A (en) * | 1987-08-07 | 1989-09-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method of controlling fluid influxes in hydrocarbon wells |
| US7367411B2 (en) * | 2000-12-18 | 2008-05-06 | Secure Drilling International, L.P. | Drilling system and method |
| RU2336407C2 (ru) * | 2003-02-18 | 2008-10-20 | @ Бэланс Б.В. | Устройство и способ для динамического регулирования давления в затрубном пространстве |
| 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 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ВАДЕЦКИЙ Ю.В. "Бурение нефтяных и газовых скважин", Москва, Недра, 1985, стр. 255,256,262 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2011146549A3 (en) | 2012-03-08 |
| EP2572072A2 (en) | 2013-03-27 |
| CN103003516A (zh) | 2013-03-27 |
| EP2572072A4 (en) | 2015-07-22 |
| CN103003516B (zh) | 2016-08-17 |
| CA2799752C (en) | 2015-01-06 |
| US20110284290A1 (en) | 2011-11-24 |
| EP2572072B1 (en) | 2016-10-05 |
| WO2011146549A9 (en) | 2012-01-19 |
| CA2799752A1 (en) | 2011-11-24 |
| US9284799B2 (en) | 2016-03-15 |
| WO2011146549A2 (en) | 2011-11-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7828081B2 (en) | Method of drilling a lossy formation | |
| US9376875B2 (en) | Wellbore annular pressure control system and method using gas lift in drilling fluid return line | |
| US9249638B2 (en) | Wellbore pressure control with optimized pressure drilling | |
| RU2336407C2 (ru) | Устройство и способ для динамического регулирования давления в затрубном пространстве | |
| EA015325B1 (ru) | Способ определения существования события управления скважиной | |
| EA023468B1 (ru) | Способ определения давления гидроразрыва пласта и оптимальных параметров бурения во время бурения | |
| NO20181593A1 (en) | Automated well pressure control and gas handling system and method. | |
| GB2622977A (en) | Multi-mode pumped riser arrangement and methods | |
| RU2519319C1 (ru) | Способ для бурения через пласты, содержащие нежелательные углеводороды | |
| US11365594B2 (en) | Non-stop circulation system for maintaining bottom hole pressure | |
| US20200190924A1 (en) | Choke system | |
| AU2011364958B2 (en) | Wellbore pressure control with optimized pressure drilling |