RU2520201C1 - Способ поддержания давления в скважине - Google Patents
Способ поддержания давления в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2520201C1 RU2520201C1 RU2012145545/03A RU2012145545A RU2520201C1 RU 2520201 C1 RU2520201 C1 RU 2520201C1 RU 2012145545/03 A RU2012145545/03 A RU 2012145545/03A RU 2012145545 A RU2012145545 A RU 2012145545A RU 2520201 C1 RU2520201 C1 RU 2520201C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- drill string
- fluid
- pressure
- pump
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 75
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 43
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- HEZMWWAKWCSUCB-PHDIDXHHSA-N (3R,4R)-3,4-dihydroxycyclohexa-1,5-diene-1-carboxylic acid Chemical compound O[C@@H]1C=CC(C(O)=O)=C[C@H]1O HEZMWWAKWCSUCB-PHDIDXHHSA-N 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000030279 gene silencing Effects 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000003584 silencer Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 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)
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к способам контроля давления в скважине. Способ включает уменьшение подачи бурового раствора насосом, сообщенным с бурильной колонной в скважине, обеспечение вытекания текучей среды из скважины в первый вспомогательный трубопровод, соединенный с водоотделяющей колонной, перекрытие уплотнения вокруг бурильной колонны, прокачку текучей среды вниз по второму вспомогательному трубопроводу со скоростью, выбранной для поддержания определенного давления в скважине, остановку потока бурового раствора через бурильную колонну. Повышается надежность, упрощается технология. 3 з.п. ф-лы, 8 ил.
Description
ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
[0001] Изобретение в общем случае относится к области бурения скважин в подземных скальных пластах. Более конкретно, изобретение относится к способам контроля давления в скважине в процессе увеличения или уменьшения длины бурильной колонны.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] Бурение скважин в подземных скальных пластах включает в себя вращение головки бура, расположенной на конце бурильной колонны, находящейся в скважине. Для вращения колонны и/или головки бура в процессе прокачки бурового раствора через колонну используются различные устройства. Буровой раствор выполняет несколько функций, таких как охлаждение и смазки головки, перемещение обломков выбуренной породы из скважины и обеспечение гидравлического давления для поддержания механической устойчивости скважины и для удержания текучих сред различных проницаемых подземных пластов под давлением, препятствуя их прохождению в скважину.
[0003] В данной области известно использование бурового раствора с меньшей плотностью, чем тот, который мог бы создать гидравлическое давление, достаточное для удержания текучих сред в таких пластах. Один из таких способов описан в патенте США № 6904981, выданном ван Риету и находящимся в собственности совместно с настоящим изобретением. В общем случае система, описанная в данном патенте, использует вращающееся отводное устройство или вращающееся устьевое оборудование для перекрытия кольцевого зазора между бурильной колонной и стенкой скважины. Вытекание текучих сред из скважины автоматически контролируется таким образом, что давление текучей среды на забое скважины поддерживается на выбранном уровне.
[0004] Бурильная колонна собирается из ряда отдельных трубчатых участков («звеньев»), скрепленных друг с другом с помощью резьбовых соединений на концах. Для увеличения длины скважины время от времени необходимо добавлять звенья к бурильной колонне. Для извлечения бурильной колонны из скважины, например, с целью замены головки бура необходимо путем раскручивания резьбовых соединений отсоединить секции бурильной колонны от части колонны, оставляемой в скважине. При использовании, например, системы, описанной в указанном патенте, бурильную колонну желательно оборудовать запорным клапаном таким образом, что когда верхняя часть бурильной колонны открыта, т.е. отсоединена от ведущей колонны или верхнего привода, буровой раствор не может течь обратно вверх по бурильной колонне. Давление в кольцевом зазоре можно поддерживать, используя насос противодавления или отводя часть потока, обеспечиваемого насосами буровой установки, в кольцевой зазор.
[0005] В патенте США № 6823950, выданном ван Эберштейну мл. и др., описан способ поддержания давления в скважине при проведении соединений в системах морского бурения, когда устье скважины расположено на дне моря, а водоотделяющая колонна соединяет скважину с буровой установкой на поверхности воды. Способ, представленный в данном патенте, предусматривает заполнение вспомогательного трубопровода, относящегося к системе водоотделяющей колонны, текучей средой с более высокой плотностью и/или приложение давления к такому трубопроводу для поддержания выбранного значения давления текучей среды в скважине.
[0006] Существенным недостатком использования способа, описанного в указанном патенте, является то, что переключение от процесса бурения к поддержанию давления в скважине при проведении соединений требует от оператора бурового оборудования соблюдения особой осторожности при переходе от условий бурения с использованием насосов бурового оборудования к условиям для проведения соединения. Существует риск, например, изгиба колонны из-за более высокой плотности текучей среды, введенной во вспомогательный трубопровод, что может в свою очередь вызвать риск превышения давления гидравлического разрыва пласта в некоторой точке скважины.
[0007] Существует потребность в создании способа поддержания давления в скважине при переходе от бурения к проведению соединений и при проведении соединений, который не требует использования текучей среды с большей плотностью во вспомогательных трубопроводах.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0008] Способ поддержания давления в скважине содержит уменьшение подачи бурового раствора насосом, сообщенным с бурильной колонной в скважине, вытекание текучей среды из скважины в первый вспомогательный трубопровод, относящийся к водоотделяющей колонне, перекрытие уплотнения вокруг бурильной колонны перекрывается, прокачка текучей среды вниз по второму вспомогательному трубопроводу со скоростью, выбранной для поддержания определенного давления в скважине, остановка бурового потока раствора через бурильную колонну останавливается.
[0009] Другие аспекты и преимущества настоящего изобретения станут ясными из нижеследующего описания и приложенной формулы изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ФИГУР
[0010] На фиг.1 схематически показана плавучая буровая платформа с системой динамического контроля давления в кольцевом пространстве и системой циркуляции текучей среды согласно настоящему изобретению.
[0011] На фиг.2 показан график зависимости эквивалентных плотностей бурового раствора на забое скважины при циркуляции относительно глубины скважины и реальной плотности бурового раствора.
[0012] На фиг.3 представлена таблица, показывающая величину потока через штуцерную линию и линию глушения скважины, необходимую для поддержания значения эквивалентной плотности текучей среды в скважине, которое было бы при бурении с циркуляцией через бурильную колонну с выбранной скоростью потока.
[0013] На фиг.4 представлен график изменения давления при проведении соединения колонн.
[0014] На фиг.5 представлена блок-схема, иллюстрирующая запуск процедуры соединения, согласно настоящему изобретению.
[0015] На фиг.6 представлена блок-схема, иллюстрирующая запуск процесса бурения, согласно настоящему изобретению.
[0016] На фиг.7 изображен вариант осуществления спуско-подъемной операции.
[0017] На фиг.8 показаны возможные модификации системы динамического контроля давления в кольцевом зазоре для применения способа, описанного в настоящем изобретении.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0018] На фиг.1 показан пример плавучей буровой платформы 10, которая может использоваться в сочетании со способом, согласно настоящему изобретению. Плавучая буровая платформа 10 обычно содержит водоотделяющую колонну 12, которая проходит от плавучей буровой платформы 10 к устью скважины 14, расположенному на дне моря. В устье 14 скважины размещены различные устройства (не показаны отдельно) для перекрытия скважины. Такие устройства устья скважины могут включать в себя трубные плашки для уплотнения к бурильной колонне (расположены внутри водоотделяющей колонны 12), кольцевой уплотнитель и глухие плашки для перекрытия скважины, когда бурильная колонна извлечена из скважины. В представленном примере обсадная колонна 28 закреплена в стволе 25 скважины и проходит на выбранную глубину ниже дна моря и сообщается в своей верхней части с устьем 14 скважины.
[0019] Оборудование, используемое для бурения скважины 25 (например, бурильная колонна, буровая головка и т.д.), не показано на фиг.1 для ясности иллюстрации. На фиг.1 показана система динамического контроля давления в кольцевом зазоре (ДКДКЗ) и ее компоненты, например система, описанная в патенте США № 6904981. Система ДКДКЗ может, но не обязательно, включать в себя диафрагму с контролируемым отверстием или штуцер 22, установленные в обратном трубопроводе бурового раствора, насос противодавления 20 и контроллер 21. Настоящее изобретение может быть использовано с или без системы ДКДКЗ. Отдельный насос 24 или насос бурового раствора буровой установки (не показан), расположенный на буровой платформе 10, может быть использован для обеспечения потока текучей среды в буровую колонну и, таким образом, в стволе 25 скважины с выбранной скоростью. Датчик 26 давления может быть распложен вблизи устья 14 скважины и использоваться для индикации давления в стволе 25 скважины. В процессе добавления или удаления трубчатого участка буровой колонны (не показан) текучая среда может прокачиваться вниз по одному или более вспомогательных трубопроводов 16, относящихся к водоотделяющей колонне и системе устья скважины (например, штуцерным линиям, линиям глушения скважины, вспомогательным линиям). Текучая среда может быть возвращена на поверхность вверх по одному или более вспомогательным трубопроводам 18. Такая процедура будет объяснена ниже со ссылками на фиг.5, 6 и 7.
[0020] На фиг.2 представлен график, показывающий значения эквивалентных плотностей циркулирующего флюида при различных глубинах скважины для различных значений статических плотностей флюидов (кривые 44-60). Значения плотностей выражены в терминах «массы бурового раствора», которая, как известно, в данной области обычно выражается в фунтах веса на галлон объема бурового раствора. Как понятно из кривых 44-60 на фиг.2, значения эквивалентных плотностей при циркуляции возрастают с глубиной для любой определенной скорости потока текучей среды в скважину. Когда поток текучей среды в скважину останавливается, например, для проведения соединения (т.е. при добавлении или удалении участка буровой колонны), плотность текучей среды уменьшается до статического значения. Предельные значения давления текучей среды в скважине на произвольной глубине представлены кривыми 40 и 42, которые показывают соответственно давление гидравлического разрыва пласта, выраженное в терминах эквивалентной массы бурового раствора (градиента), и давление текучей среды в пробуриваемом пласте (поровое давление пласта), также выраженное в терминах эквивалентной массы бурового раствора, для согласования с единицами измерения на кривых 44-60.
[0021] Используя систему, показанную схематически на фиг.1, и таблицы, представленные на фиг.3, можно определить скорость потока текучей среды через вспомогательные трубопроводы 16 и 18 (фиг.1) для обеспечения значения эквивалентного давления бурового раствора, циркулирующего через бурильную колонну, в забое скважины при выбранных скоростях потока бурового раствора.
[0022] На фиг.4 графически изображены значения давления текучей среды (выраженные в единицах давления) относительно глубины скважины. Кривая 74 показывает давление текучей среды относительно глубины при отсутствии циркуляции. Кривая 70 представляет собой давление пластовой текучей среды (поровое давление) относительно глубины, и кривая 72 представляет собой давление гидравлического разрыва пласта относительно глубины. Из фиг.3 понятно, что буровой раствор имеет статический градиент, меньший по величине градиента давления пластовой текучей среды. Следовательно, использование бурового раствора со статическим градиентом, показанным на фиг.3, потребует увеличения давления текучей среды в скважине при прерывании процесса бурения для предотвращения проникновения текучей среды из пласта в скважину. Кривая 68 показывает давление текучей среды в скважине относительно глубины в процессе бурения, когда насос буровой платформы (или другой насос) работает со скоростью 350 галлонов за минуту. Кривая 62 показывает давление текучей среды относительно глубины, когда текучая среда прокачивается в основание водоотделяющей колонны (12 на фиг.1) со скоростью 150 галлонов за минуту. Кривые 64 и 66 соответственно показывают давление текучей среды относительно глубины при прокачке текучей среды с использованием системы, показанной на фиг.1, со скоростью 50 и 150 галлонов за минуту.
[0023] На фиг.5 показана блок-схема запуска процесса циркуляции согласно настоящему изобретению. Вначале скорость насоса буровой установки уменьшается, как показано на стадии 80. Линия 16 глушения скважины (Фиг.1) может быть открыта для проведения мониторинга давления. Насос 24 может работать с низкой скоростью для перемещения текучей среды вниз по линии 16 глушения, если для обеспечения сингулярности текучей среды используется морская вода. Затем одна или несколько штуцерных линий 18 могут быть открыты, как показано на стадии 86, например, с помощью клапана 16А, расположенного вблизи противовыбросового устройства. Для компенсации трения в штуцерной линии при работе насоса 24 могут понадобиться текучие среды с различными плотностями. Для уменьшения потерь на трение в системе циркуляции предпочтительным является использование множества вспомогательных трубопроводов водоотделяющей колонны для возврата текучей среды к платформе, если используемая разделительная система позволяет это. На следующей стадии 88 противовыбросовое устройство 14, расположенное на морском дне, перекрывается с целью отвода обратного потока через по меньшей мере один из вспомогательных трубопроводов, например через штуцерную линию 18. Такое перекрытие может включать в себя перекрытие кольцевого уплотнения (не показано отдельно) и/или трубных плашек (не показаны отдельно) на противовыбросовом устройстве. Штуцерная линия может сообщаться со скважиной, например, с помощью клапана 18А, расположенного вблизи противовыбросового устройства. На стадии 90 основной насос бурового раствора буровой платформы останавливается для прекращения прокачки текучей среды через буровую колонну. Давление в контрольной точке ствола 25 скважины поддерживается затем путем нагнетания текучей среды с выбранной скоростью вниз по линии 16 глушения скважины.
[0024] В течение этого времени верхний конец бурильной колонны может быть отсоединен от основных насосов буровой установки, и соединение может быть установлено или разорвано (т.е. участок бурильной колонны может быть добавлен или отсоединен от бурильной колонны). Давление текучей среды в скважине поддерживается в это время таким, что значение эквивалентной плотности при циркуляции остается выше значения порового давления пласта, уменьшая таким образом возможность проникновения пластовой текучей среды в скважину.
[0025] На фиг.6 показана блок-схема процедуры, используемой для восстановления процесса бурения после окончания процесса поддержания давления, объясненного со ссылкой на фиг.5. На стадии 92 давление текучей среды в контрольной точке поддерживается с использованием способа прокачки, объясненного со ссылкой на фиг.5. На стадии 94 основные насосы буровой установки могут быть перезапущены для восстановления потока бурового раствора через бурильную колонну. На стадии 96 динамическое давление текучей среды в скважине поддерживается у башмака обсадной колонны 28 или у пяты ствола 25 скважины путем контроля интенсивности потока флюида как в бурильную колонну, так и в линию 16 глушения скважины. Противовыбросовое устройство может быть затем открыто на стадии 98 для отвода обратного потока текучей среды от штуцерной линии 18 и от бурильной колонны назад в водоотделяющую колонну 12. На стадии 100 одна или несколько имеющихся штуцерных линий гидравлически изолируются от скважины, например, путем перекрытия клапана 18А. Также на стадии 100 может быть остановлен насос 24, если он используется, или остановлен поток от насоса буровой установки, если он используется для перемещения текучей среды 16 через линию глушения скважины. Затем, на стадии 102 линия 16 глушения скважины изолируется от скважины, например, с помощью клапана 16А. Наконец, на стадии 104 штуцерная линия и линия глушения скважины могут быть промыты буровым раствором, если в процессе соединения была использована текучая среда с другой плотностью.
[0026] На фиг.7 показана процедура, которая может быть использована с определенными операциями, включающими аксиальные перемещения бурильной колонны, например спуско-подъемные операции. На стадии 106 при перемещении бурильной колонны в и из скважины при операциях «очистки» требуется прокачка текучей среды для поддержания давления выше значения порового давления пласта, если противовыбросовое устройство открыто. На стадии 108 «обдирка» кольцевым уплотнительным элементом в противовыбросовом устройстве является одним возможным вариантом. Вращение бурильной колонны не рекомендуется при использовании кольцевого уплотнения. На стадии 110 обдирка от одной трубной плашки в противовыбросовом устройстве к другой, когда противовыбросовое устройство содержит множество трубных плашек, является другим возможным вариантом. Вращение бурильной колонны не рекомендуется при использовании множества трубных плашек. На стадии 112 полная спуско-подъемная операция из скважины или в нее может быть совершена, используя процедуру, объясненную со ссылкой на фиг.5.
[0027] На фиг.8 на стадии 114 можно экстраполировать давление на поверхности и высоту столба текучей среды для получения значения давления ниже противовыбросового устройства, если данное устройство не имеет датчика давления. На стадии 116 может быть реализована последовательность пуск/остановка насоса 24, основываясь на положении трубной плашки. На стадии 118 насос может быть остановлен, когда трубные плашки перекрыты. На стадии 120 насос может быть запущен, когда трубные плашки открыты.
[0028] Способ согласно настоящему изобретению представляет собой способ поддержания выбранного значения давления в скважине при проведении соединения колонн.
[0029] Хотя в описании настоящего изобретения представлен ограниченный набор вариантов, специалисты в данной области имеют возможность создания и других вариантов в объеме изобретения, определенного приложенной формулой изобретения.
Claims (4)
1. Способ поддержания давления в скважине, содержащий следующие стадии:
уменьшение подачи бурового раствора насосом, сообщенным с бурильной колонной в скважине;
обеспечение возможности вытекания текучей среды из скважины в первый вспомогательный трубопровод, соединенный с водоотделяющей колонной;
перекрытие уплотнения вокруг бурильной колонны;
прокачка текучей среды вниз по второму вспомогательному трубопроводу со скоростью, выбранной для поддержания определенного давления в скважине; и
остановка потока бурового раствора через бурильную колонну.
уменьшение подачи бурового раствора насосом, сообщенным с бурильной колонной в скважине;
обеспечение возможности вытекания текучей среды из скважины в первый вспомогательный трубопровод, соединенный с водоотделяющей колонной;
перекрытие уплотнения вокруг бурильной колонны;
прокачка текучей среды вниз по второму вспомогательному трубопроводу со скоростью, выбранной для поддержания определенного давления в скважине; и
остановка потока бурового раствора через бурильную колонну.
2. Способ по п.1, дополнительно содержащий отсоединение насоса бурового раствора от бурильной колонны и выполнение по меньшей мере одного из присоединения и отсоединения участка трубы от бурильной колонны.
3. Способ по п.2, дополнительно содержащий следующий стадии:
поддержание определенного давления;
повторное присоединение насоса бурового раствора к верхнему концу бурильной колонны;
повторная подача потока бурового раствора через бурильную колонну;
открытие уплотнения;
изоляция вторых трубопроводов от насоса, используемого для прокачки текучей среды вниз по второму трубопроводу, и изоляция первого трубопровода от скважины.
поддержание определенного давления;
повторное присоединение насоса бурового раствора к верхнему концу бурильной колонны;
повторная подача потока бурового раствора через бурильную колонну;
открытие уплотнения;
изоляция вторых трубопроводов от насоса, используемого для прокачки текучей среды вниз по второму трубопроводу, и изоляция первого трубопровода от скважины.
4. Способ по п.1, дополнительно содержащий следующие стадии:
поддержание определенного давления;
повторная подача потока бурового раствора через бурильную колонну;
открытие уплотнения;
изоляция вторых трубопроводов от насоса, используемого для прокачки текучей среды вниз по второму трубопроводу, и изоляция первого трубопровода от скважины.
поддержание определенного давления;
повторная подача потока бурового раствора через бурильную колонну;
открытие уплотнения;
изоляция вторых трубопроводов от насоса, используемого для прокачки текучей среды вниз по второму трубопроводу, и изоляция первого трубопровода от скважины.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US31842710P | 2010-03-29 | 2010-03-29 | |
| US61/318,427 | 2010-03-29 | ||
| US13/071,671 | 2011-03-25 | ||
| US13/071,671 US8844633B2 (en) | 2010-03-29 | 2011-03-25 | Method for maintaining wellbore pressure |
| PCT/US2011/030316 WO2011123438A1 (en) | 2010-03-29 | 2011-03-29 | Method for maintaining wellbore pressure |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012145545A RU2012145545A (ru) | 2014-05-10 |
| RU2520201C1 true RU2520201C1 (ru) | 2014-06-20 |
Family
ID=44655042
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012145545/03A RU2520201C1 (ru) | 2010-03-29 | 2011-03-29 | Способ поддержания давления в скважине |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8844633B2 (ru) |
| EP (1) | EP2553209A4 (ru) |
| CN (1) | CN102933791B (ru) |
| CA (1) | CA2794755A1 (ru) |
| MX (1) | MX2012011221A (ru) |
| RU (1) | RU2520201C1 (ru) |
| WO (1) | WO2011123438A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2637533C2 (ru) * | 2012-12-31 | 2017-12-05 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Регулирование давления бурового флюида в системе циркуляции бурового флюида |
Families Citing this family (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20160090800A1 (en) * | 2013-05-01 | 2016-03-31 | Schlumberger Technology Corporation | Resuming interrupted communication through a wellbore |
| WO2016054364A1 (en) | 2014-10-02 | 2016-04-07 | Baker Hughes Incorporated | Subsea well systems and methods for controlling fluid from the wellbore to the surface |
| GB2577058A (en) * | 2018-09-11 | 2020-03-18 | Equinor Energy As | Coiled tubing or snubbing string drilling |
| 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 |
| CN109707336B (zh) * | 2018-11-21 | 2021-09-17 | 长江大学 | 一种基于环空抽吸泵的控压固井方法 |
| US11359439B2 (en) * | 2019-10-10 | 2022-06-14 | Schlumberger Technology Corporation | Riser running tool with liquid fill and test |
| CN110700775B (zh) * | 2019-10-12 | 2021-11-02 | 西南石油大学 | 一种考虑钻杆动效应的隔水管充气双梯度钻井实验台架 |
| 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 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1388539A1 (ru) * | 1985-07-30 | 1988-04-15 | Южно-Уральское Отделение Всесоюзного Научно-Исследовательского Геологоразведочного Нефтяного Института | Способ бурени скважин в осложненных услови х |
| US20030127230A1 (en) * | 2001-12-03 | 2003-07-10 | Von Eberstein, William Henry | Method for formation pressure control while drilling |
| US20030196804A1 (en) * | 2002-02-20 | 2003-10-23 | Riet Egbert Jan Van | Dynamic annular pressure control apparatus and method |
| RU2301319C2 (ru) * | 2002-02-20 | 2007-06-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Устройство и способ динамического регулирования давления в кольцевом пространстве |
| US7353887B2 (en) * | 1998-07-15 | 2008-04-08 | Baker Hughes Incorporated | Control systems and methods for active controlled bottomhole pressure systems |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4046191A (en) * | 1975-07-07 | 1977-09-06 | Exxon Production Research Company | Subsea hydraulic choke |
| US4291772A (en) * | 1980-03-25 | 1981-09-29 | Standard Oil Company (Indiana) | Drilling fluid bypass for marine riser |
| US4626135A (en) * | 1984-10-22 | 1986-12-02 | Hydril Company | Marine riser well control method and apparatus |
| GC0000342A (en) * | 1999-06-22 | 2007-03-31 | Shell Int Research | 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 |
| US7090036B2 (en) | 2001-02-15 | 2006-08-15 | Deboer Luc | System for drilling oil and gas wells by varying the density of drilling fluids to achieve near-balanced, underbalanced, or overbalanced drilling conditions |
| US6896864B2 (en) * | 2001-07-10 | 2005-05-24 | Battelle Memorial Institute | Spatial localization of dispersed single walled carbon nanotubes into useful structures |
| NO337346B1 (no) * | 2001-09-10 | 2016-03-21 | Ocean Riser Systems As | Fremgangsmåter for å sirkulere ut en formasjonsinnstrømning fra en undergrunnsformasjon |
| US7185719B2 (en) * | 2002-02-20 | 2007-03-06 | Shell Oil Company | Dynamic annular pressure control apparatus and method |
| US7605711B2 (en) * | 2004-07-28 | 2009-10-20 | Aisin Seiki Kabushiki Kaisha | Communication anomaly detecting device, and passenger detecting device |
| US7391128B2 (en) * | 2004-12-30 | 2008-06-24 | Rozlev Corp., Llc | Wind generator system using attractive magnetic forces to reduce the load on the bearings |
| SG10201600512RA (en) * | 2006-11-07 | 2016-02-26 | Halliburton Energy Services Inc | Offshore universal riser system |
| US7578350B2 (en) * | 2006-11-29 | 2009-08-25 | Schlumberger Technology Corporation | Gas minimization in riser for well control event |
-
2011
- 2011-03-25 US US13/071,671 patent/US8844633B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-03-29 CN CN201180021001.9A patent/CN102933791B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-03-29 CA CA2794755A patent/CA2794755A1/en not_active Abandoned
- 2011-03-29 MX MX2012011221A patent/MX2012011221A/es active IP Right Grant
- 2011-03-29 EP EP11763318.0A patent/EP2553209A4/en not_active Withdrawn
- 2011-03-29 RU RU2012145545/03A patent/RU2520201C1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-03-29 WO PCT/US2011/030316 patent/WO2011123438A1/en active Application Filing
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1388539A1 (ru) * | 1985-07-30 | 1988-04-15 | Южно-Уральское Отделение Всесоюзного Научно-Исследовательского Геологоразведочного Нефтяного Института | Способ бурени скважин в осложненных услови х |
| US7353887B2 (en) * | 1998-07-15 | 2008-04-08 | Baker Hughes Incorporated | Control systems and methods for active controlled bottomhole pressure systems |
| US20030127230A1 (en) * | 2001-12-03 | 2003-07-10 | Von Eberstein, William Henry | Method for formation pressure control while drilling |
| US20030196804A1 (en) * | 2002-02-20 | 2003-10-23 | Riet Egbert Jan Van | Dynamic annular pressure control apparatus and method |
| RU2301319C2 (ru) * | 2002-02-20 | 2007-06-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Устройство и способ динамического регулирования давления в кольцевом пространстве |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2637533C2 (ru) * | 2012-12-31 | 2017-12-05 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Регулирование давления бурового флюида в системе циркуляции бурового флюида |
| US10036218B2 (en) | 2012-12-31 | 2018-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Regulating drilling fluid pressure in a drilling fluid circulation system |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2794755A1 (en) | 2011-10-06 |
| WO2011123438A8 (en) | 2012-12-06 |
| MX2012011221A (es) | 2013-01-18 |
| WO2011123438A1 (en) | 2011-10-06 |
| EP2553209A1 (en) | 2013-02-06 |
| CN102933791A (zh) | 2013-02-13 |
| US8844633B2 (en) | 2014-09-30 |
| US20110232914A1 (en) | 2011-09-29 |
| CN102933791B (zh) | 2016-08-03 |
| EP2553209A4 (en) | 2015-05-06 |
| RU2012145545A (ru) | 2014-05-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2520201C1 (ru) | Способ поддержания давления в скважине | |
| US10920507B2 (en) | Drilling system and method | |
| AU2018282498B2 (en) | System and methods for controlled mud cap drilling | |
| EP2281103B1 (en) | Systems and methods for subsea drilling | |
| US6142236A (en) | Method for drilling and completing a subsea well using small diameter riser | |
| US20070289746A1 (en) | Arrangement and method for controlling and regulating bottom hole pressure when drilling deepwater offshore wells | |
| US20130206423A1 (en) | Systems and methods for managing pressure in a wellbore | |
| AU2010292219A1 (en) | Systems and methods for circulating out a well bore influx in a dual gradient environment | |
| NO330497B1 (no) | System for a bore og komplettere bronner, samt fremgangsmate for a separere materiale produsert fra en bronn | |
| US8851181B2 (en) | Method for circulating a fluid entry out of a subsurface wellbore without shutting in the wellbore | |
| AU2014242685A1 (en) | Method and apparatus for subsea well plug and abandonment operations | |
| US6499540B2 (en) | Method for detecting a leak in a drill string valve | |
| GB2623214A (en) | Multi-mode pumped riser arrangement and methods | |
| US7389818B2 (en) | Method and device by a displacement tool | |
| RU2519319C1 (ru) | Способ для бурения через пласты, содержащие нежелательные углеводороды | |
| US11629563B2 (en) | Method and apparatus for maintaining bottom hole pressure during connections | |
| GB2586210A (en) | Method to control a wellbore bottom hole pressure | |
| US20240044216A1 (en) | Multi-mode pumped riser arrangement and methods | |
| Carpenter | Dual-Gradient Drilling in Ultradeepwater Gulf of Mexico | |
| BR112018072448B1 (pt) | Método e sistema para perfuração com pressão gerenciada e método para operar dinamicamente um sistema para perfuração com pressão gerenciada |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170330 |