EA 032166B1 20190430

	Патентная документация ЕАПВ
Запрос:	ea000032166b*\id
Результат:	ID\|Номер и дата охранного документа

больше ...

Термины запроса в документе

Реферат

[RU]

1. Буровая система, содержащая устье скважины, размещенное на дне водного бассейна, причем устье скважины содержит канал; вращающееся устройство контроля, предназначенное для герметизации устья скважины от водного бассейна и формирования динамического уплотнения вокруг бурильной колонны буровой системы и имеющее корпус, размещенный на устье скважины, причем указанный корпус содержит канал, гидравлически связанный с указанным каналом устья скважины; морскую платформу, расположенную над поверхностью водного бассейна; двойную концентрическую бурильную колонну, подвешенную на указанной платформе и проходящую по каналу вращающегося устройства контроля в канал устья скважины, причем между устьем скважины и колонной образуется затрубное пространство, причем вращающееся устройство контроля содержит уплотнительный элемент, обеспечивающий динамическое уплотнение наружной стенки колонны для гидравлического разделения указанного затрубного пространства и водного бассейна, причем наружная стенка колонны над вращающимся устройством контроля соприкасается с водным бассейном; гидравлическую силовую установку, размещенную вблизи морского дна и связанную с вращающимся устройством контроля с целью подачи смазочного материала к указанному уплотнительному элементу; источник жидкости под давлением, который селективно осуществляет гидравлическое соединение с указанным затрубным пространством; по меньшей мере один канал связи, представляющий собой одно из шлангокабеля или акустической линии и функционирующий между некоторым положением на поверхности водного бассейна и по меньшей мере одним из компонентов группы, содержащей гидравлическую силовую установку и источник жидкости под давлением и компоновку низа бурильной колонны, размещенную на нижнем конце указанной колонны; противовыбросовый превентор, установленный над устьем скважины и ниже вращающегося устройства контроля, причем указанный противовыбросовый превентор содержит сквозной канал, гидравлически связанный с каналами устья скважины и вращающегося устройства контроля, причем противовыбросовый превентор содержит запорное устройство, предназначенное для селективного разделения канала устья скважины и канала вращающегося устройства контроля; трубчатую втулку, установленную над противовыбросовым превентором и под вращающимся устройством контроля, причем длина указанной втулки в продольном направлении является достаточной для размещения в ней компоновки низа бурильной колонны между запорным устройством противовыбросового превентора и уплотнительным элементом вращающегося устройства контроля.

2. Буровая система по п.1, дополнительно содержащая зажим, предусмотренный в комплекте вращающегося устройства контроля для селективного крепления уплотнительного элемента на корпусе вращающегося устройства контроля.

3. Буровая система по п.2, отличающаяся тем, что гидравлическая силовая установка предназначена для приведения указанного зажима в действие; дистанционное управление зажимом осуществляется из указанного некоторого положения на поверхности водного бассейна.

4. Буровая система по п.1, дополнительно содержащая направляющую, установленную на вращающемся устройстве контроля.

5. Буровая система по п.4, отличающаяся тем, что верхняя часть направляющей имеет конусообразную форму.

6. Буровая система по п.1, отличающаяся тем, что источник жидкости под давлением дополнительно содержит насос, размещенный на морском дне, для которого предусмотрено селективное гидравлическое соединение с затрубным пространством, причем дистанционное управление насосом осуществляется из указанного некоторого положения на поверхности водного бассейна.

7. Буровая система по п.1, отличающаяся тем, что источник жидкости под давлением дополнительно содержит штуцерную линию, проходящую между определенной точкой на поверхности водного бассейна и морским дном, причем указанная штуцерная линия селективно гидравлически соединяется с затрубным пространством.

8. Буровая система по п.7, отличающаяся тем, что штуцерная линия соединена с противовыбросовым превентором, установленным на устье скважины под вращающимся устройством контроля.

9. Буровая система по п.1, отличающаяся тем, что во вращающемся устройстве контроля предусмотрен канал подачи смазки, гидравлически связанный с зоной наружной стенки колонны, где расположен уплотнительный элемент, или зоной вблизи уплотнительного элемента, причем предусмотрено селективное гидравлическое соединение канала подачи смазки с гидравлической силовой установкой.

10. Буровая система по п.9, отличающаяся тем, что гидравлическая силовая установка предназначена для подачи определенного объема воды из водного бассейна по каналу подачи смазки к наружной стенке колонны.

11. Буровая система по п.9, дополнительно содержащая резервуар, размещенный на морском дне и содержащий определенный объем смазочного материала, причем предусмотрено селективное гидравлическое соединение указанного резервуара с гидравлической силовой установкой, причем гидравлическая силовая установка предназначена для подачи определенного объема смазочного материала по каналу подачи смазки к наружной стенке колонны.

12. Буровая система по п.9, дополнительно содержащая линию подачи смазки, проходящую между определенной точкой на поверхности водного бассейна и морским дном, причем предусмотрено селективное гидравлическое соединение линии подачи смазки с гидравлической силовой установкой, причем гидравлическая силовая установка предназначена для подачи определенного объема смазочного материала из линии подачи смазки по каналу подачи смазки к наружной стенке колонны.

13. Буровая система по п.2, дополнительно содержащая емкость, размещенную на морском дне, для которой предусмотрено селективное гидравлическое соединение с указанным каналом вращающегося устройства контроля с целью передачи жидкости между каналом вращающегося устройства контроля и емкостью.

14. Буровая система по п.1, отличающаяся тем, что указанное некоторое положение на поверхности водного бассейна находится на морской платформе.

15. Буровая система по п.1, дополнительно содержащая плавучее судно, находящееся на поверхности водного бассейна, причем указанное некоторое положение на поверхности водного бассейна находится на плавучем судне.

16. Буровая система по п.1, в которой шлангокабель, проходящий от плавучего судна по меньшей мере к одному из компонентов группы, содержит гидравлическую силовую установку и источник жидкости под давлением, причем указанный по меньшей мере один канал связи предусмотрен в указанном шлангокабеле.

17. Буровая система по п.1, дополнительно содержащая противовыбросовый превентор, установленный на устье скважины под вращающимся устройством контроля; штуцерную линию и линию глушения, проходящие от плавучего судна к противовыбросовому превентору, причем предусмотрено селективное гидравлическое соединение штуцерной линии и линии глушения с противовыбросовым превентором.

18. Буровая система по п.1, дополнительно содержащая первый датчик давления, предусмотренный в комплекте вращающегося устройства контроля и предназначенный для измерения давления в первой точке над уплотнительным элементом; второй датчик давления, предусмотренный в комплекте вращающегося устройства контроля и предназначенный для измерения давления во второй точке под уплотнительным элементом, причем первый и второй датчики давления соединены по меньшей мере с одним каналом связи для осуществления связи с указанным некоторым положением на поверхности водного бассейна.

19. Способ бурения подводной скважины с использованием буровой системы по п.1, включающий установку противовыбросового превентора на дне водного бассейна; установку вращающегося устройства контроля, предназначенного для формирования динамического уплотнения вокруг бурильной колонны буровой системы и установленного над указанным противовыбросовым превентором, причем указанное вращающееся устройство контроля содержит корпус и съемный уплотнительный элемент, характеризующийся внутренним диаметром, и предназначенное для герметизации устья скважины от водного бассейна; установку бурильной колонны, проходящей от поверхности водного бассейна через вращающееся устройство контроля и противовыбросовый превентор в скважину, причем на нижнем конце бурильной колонны устанавливают буровое долото, причем на бурильной колонне устанавливают компоновку низа бурильной колонны, наружный диаметр которой превышает внутренний диаметр уплотнительного элемента, причем уплотнительный элемент обеспечивает динамическое уплотнение наружной стенки колонны для гидравлического разделения указанной скважины и водного бассейна, причем наружная стенка колонны над вращающимся устройством контроля соприкасается с водным бассейном; подъем бурильной колонны до достижения положения, в котором буровое долото расположено выше противовыбросового превентора, а компоновка низа бурильной колонны находится ниже уплотнительного узла; затем перевод запорного устройства противовыбросового превентора в закрытое положение для гидравлического запирания скважины; уравновешивание давления на уплотнительном узле; дистанционное отсоединение уплотнительного узла от корпуса; затем подъем бурильной колонны на поверхность, причем уплотнительный узел перемещают на указанной компоновке низа бурильной колонны.

20. Способ по п.19, дополнительно включающий размещение трубчатой втулки между противовыбросовым превентором и вращающимся устройством контроля; размещение компоновки низа бурильной колонны в трубчатой втулке.

Полный текст патента

(57) Реферат / Формула:

5. Буровая система по п.4, отличающаяся тем, что верхняя часть направляющей имеет конусообразную форму.

Евразийское 032166 (13) B1
патентное
ведомство
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОМУ ПАТЕНТУ
(45) Дата публикации и выдачи патента 2019.04.30
(21) Номер заявки 201591602
(22) Дата подачи заявки
2014.05.06
(51) Int. Cl. E21B 21/12 (2006.01) E21B17/18 (2006.01)
(54) БУРЕНИЕ СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ДВОЙНЫХ БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН
(31) 61/820,059
(32) 2013.05.06
(33) US
(43) 2016.02.29
(86) PCT/US2014/036985
(87) WO 2014/182709 2014.11.13
(71) (73) Заявитель и патентовладелец:
ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ, ИНК. (US)
(72) Изобретатель:
Дирксен Рон Дж., Льюис Деррик У.
(US)
(74) Представитель:
Медведев В.Н. (RU)
(56) US-A1-20110300008 US-A1-20090236144 US-A1-20080078558 US-B2-8261826 US-A1-20080060846
(57) Предлагается способ и устройство для бурения скважины с использованием двойной концентрической бурильной колонны. По длине бурильной колонны через определенные интервалы может быть предусмотрено множество переходных каналов, выполненных с возможностью независимого селективного перекрытия, в результате чего обеспечивается подача насосом жидкости для управления давлением в скважине в затрубное пространство скважины без необходимости спуска или подъема бурильной колонны. Множество обратных клапанов может быть размещено во внутренней трубе во множестве точек вдоль двойной бурильной колонны для минимизации осаждения твердых частиц в течение продолжительных интервалов отсутствия циркуляции. В случае морской структуры бурильная колонна может эксплуатироваться без морского райзера. Предусмотрено также вращающееся устройство контроля и гидравлическая силовая установка, размещенная на морском дне и предназначенная для управления и смазывания вращающегося устройства контроля. На морском дне может быть размещен насос, предназначенный для управления давлением в затрубном пространстве скважины при помощи вращающегося устройства контроля.
Данные о приоритете
Настоящая заявка представляет собой международную заявку, заявляющую приоритет на основании предварительной заявки на патент США № 61/820059 под названием "Способ и система для подводного безрайзерного бурения", поданной 6 мая 2013 г., которая полностью включена в настоящий документ посредством ссылки.
Область техники
Настоящее изобретение, в общем, относится к нефтепромысловому оборудованию, и в частности к системам и способам бурения скважин в земле. Более конкретно настоящее изобретение частично относится к способам и системам морского бурения.
Уровень техники
В данной области техники известны различные способы и системы бурения. В большинстве систем используется вращающееся буровое долото, которое прикреплено к бурильной колонне и перемещается в скважине при помощи указанной колонны. Бурильная колонна в свою очередь подвешена на буровой установке, размещенной над скважиной. Буровое долото может приводиться во вращение указанной бурильной колонной, а в состав компоновки низа бурильной колонны может также входить забойный двигатель, предназначенный для вращения бурового долота.
Бурильная колонна, по существу, состоит из отдельных свечей бурильных труб, которые свинчиваются по мере продвижения долота вглубь земли. Буровой раствор подается насосом по бурильной колонне к буровому долоту и проходит через насадки в буровом долоте для охлаждения долота и удаления выбуренной породы. Буровой раствор может также использоваться для осуществления гидравлического привода скважинного оборудования, такого как забойный двигатель, размещенный в компоновке низа бурильной колонны (КНБК) и предназначенный для вращения бурового долота. Отработанный буровой раствор и содержащаяся в нем выбуренная порода отводятся из забоя скважины по затрубному пространству между бурильной колонной и стенкой скважины.
В случае бурения морских скважин буровая установка расположена выше поверхности воды, обычно над скважиной. Между буровой установкой и скважиной, находящейся на морском дне, для обеспечения спуска и подъема бурильной колонны из скважины обычно предусматривается райзер. Указанный райзер также служит в качестве продолжения канала для потока жидкости в затрубном пространстве скважины, обеспечивающего возврат бурового раствора и шлама к буровой установке с целью обработки и повторного использования.
В разработанных в последнее время способах и системах бурения вместо распространенных однотрубных бурильных колонн используются двойные концентрические бурильные колонны. Двойная концентрическая бурильная колонна имеет внутреннюю трубу, закрепленную внутри наружной трубы, в результате чего во внутренней трубе создается внутренний проточный канал, а в кольцевом пространстве между внутренней и наружной трубами наружный проточный канал.
В таких системах буровой раствор может подаваться к долоту по наружному проточному каналу, а выходящий на поверхность буровой раствор, содержащий выбуренную породу, может удаляться из скважины по внутреннему проточному каналу. На нижнем конце бурильной колонны, обычно непосредственно над КНБК, если она установлена, может быть предусмотрен один проходной канал, который обеспечивает гидравлическое соединение внутреннего проточного канала со скважиной, в результате чего отработанный буровой раствор из забоя скважины повторно поступает в бурильную колонну и возвращается к устью скважины по внутреннему проточному каналу.
Двойная бурильная колонна, в общем описанная выше, содержит проточный канал для возврата бурового раствора и может обеспечивать несколько преимуществ по сравнению с буровой системой, предусматривающей применение однотрубной бурильной колонны. В некоторых случаях бурения морских скважин такая система может исключить необходимость использования бурового райзера при условии обеспечения альтернативного барьера между морской водой и затрубным пространством скважины. Обратный проточный канал обеспечивает удаление из скважины выбуренной породы. Повышение эффективности очистки скважины приводит к уменьшению времени простоев. Наконец, поскольку все затруб-ное пространство скважины уже не образует проточный канал для циркуляции бурового раствора, указанный раствор в затрубном пространстве скважины является, по существу, неподвижным, что может быть предпочтительным для некоторых способов регулирования давления в скважине.
Краткое описание графических материалов
Далее со ссылкой на прилагаемые графические материалы представлено более подробное описание вариантов реализации изобретения.
Фиг. 1 иллюстрирует вид в вертикальном разрезе безрайзерной системы бурения с использованием двойной бурильной колонны в соответствии с вариантом реализации изобретения, на котором указана двойная бурильная колонна, проходящая от морской платформы до устья скважины, и блок подводного оборудования, размещенного на морском дне, а также соответствующие опорные элементы.
Фиг. 2 иллюстрирует структурную схему, представляющую этапы способа в соответствии с вариантом реализации изобретения, обеспечивающего выполнение дистанционной замены уплотнительного узла вращающегося устройства контроля буровой системы, проиллюстрированной на фиг. 1.
Фиг. 3 иллюстрирует вид в вертикальном разрезе вращающегося устройства контроля, проиллюстрированного на фиг. 1, с вырезом четверти узла указанного устройства для представления внутренней конструкции и деталей съемного уплотнительного узла, а также канала подачи смазки.
Фиг. 4 иллюстрирует вид в плане зажима вращающегося устройства контроля, проиллюстрированного на фиг. 3 и предназначенного для разъемного крепления уплотнительного узла на корпусе вращающегося устройства контроля.
Фиг. 5 иллюстрирует вид в частичном вертикальном разрезе буровой системы 10 с двойной бурильной колонной в соответствии с вариантом реализации изобретения.
Фиг. 6 иллюстрирует вид двойной бурильной колонны в соответствии с вариантом реализации изобретения в поперечном разрезе по линии 6-6, проиллюстрированной на фиг. 7, при рассмотрении в направлении проходного канала.
Фиг. 7 иллюстрирует вид в продольном разрезе проходного канала, проиллюстрированного на фиг. 6, с указанием узла клапана и исполнительного механизма, предназначенного для независимого функционирования с дистанционным управлением.
Фиг. 8 иллюстрирует вид в продольном разрезе секции двойной бурильной колонны, проиллюстрированной на фиг. 5, с указанием узла обратного клапана, размещенного во внутреннем проточном канале и находящегося в открытом положении.
Фиг. 9 иллюстрирует вид в продольном разрезе двойной бурильной колонны и узла обратного клапана, проиллюстрированного на фиг. 8, с указанием узла обратного клапана в закрытом положении.
Подробное описание изобретения
В представленном далее описании изобретения числовые и (или) буквенные обозначения в различных примерах осуществления изобретения могут повторяться. Такое повторение используется для простоты и ясности изложения и само по себе не указывает на наличие взаимосвязи между различными вариантами реализации изобретения и (или) рассмотренными конфигурациями. Кроме того, конструкции, указывающие пространственное расположение, такие как "под", "ниже", "нижний", "над", "выше", "вверх по стволу", "вниз по стволу", "входная сторона", "выходная сторона" и аналогичные выражения могут использоваться в настоящем документе для упрощения описания взаимного расположения элементов, представленных на фигурах. Эти конструкции, указывающие пространственное расположение элементов, охватывают различные варианты ориентации оборудования в процессе использования или эксплуатации, дополняющие ориентацию, проиллюстрированную на фигурах.
Фиг. 1 иллюстрирует частичный вид в вертикальном разрезе безрайзерной системы 10 бурения, предусматривающей использование двойной бурильной колонны в соответствии с вариантом реализации изобретения. Как проиллюстрировано на фиг. 1, буровая система 10 содержит буровую установку 14, которая может содержать стол 15 ротора, механизм 16 верхнего привода, подъемник 17 и другое оборудование, требуемое для бурения скважины в земле.
В варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на фиг. 1, буровая система 10 содержит морскую платформу 19, размещенную у поверхности водного бассейна 11. Морская платформа 19 может представлять собой, например, платформу на натянутых связях, платформу типа SPAR, полупогружную платформу или буровое судно. В других вариантах реализации изобретения буровая система в соответствии с настоящим изобретением может находиться на поверхности земли.
Буровая установка 14 может быть, в общем, размещена над устьем 20 скважины, которое в случае морской структуры, проиллюстрированной на фиг. 1, расположено на дне водного бассейна 11. На буровой установке 14 подвешена двойная концентрическая бурильная колонна 12, которая проходит вниз сквозь водный бассейн 11, через канал 30, предусмотренный в устье 20 скважины, и в скважину 32, бурение которой осуществляется. Кольцевое пространство между стенкой скважины 32 и наружной стенкой двойной бурильной колонны 12 определяет затрубное пространство 34 скважины.
В идеальном случае на устье 20 скважины размещается блок 21 противовыбросовых превенторов (ПВП), который может содержать, например, плашечные ПВП 22, 24 и универсальный ПВП 26. ПВП 22, 24, 26 содержат продольный канал 23, обеспечивающий прохождение бурильной колонны 12, и оборудованы запорными устройствами, такими как срезные, глухие или трубные плашки в случае плашечных ПВП 22, 24 или эластомерные пакеры в случае универсального ПВП 26, которые предназначены для закрытия скважины 32 в случае аварийной ситуации. Коллектор 28 управления ПВП может быть размещен вблизи устья 20 скважины, например на морском дне, для резервирования системы приведения в действие блока 21 ПВП. В идеальном случае в блоке 21 ПВП предусмотрены штуцерная линия и линия глушения 27, 29 с гидроуправлением, предназначенные для регулирования давления в скважине при возникновении аварийных ситуаций.
Вращающееся устройство контроля (ВУК) 40, которое специалисты в данной области техники также называют вращающимся превентором, вращающимся противовыбросовым превентором или вращающимся дивертером, размещено над блоком 21 ПВП. ВУК 40 имеет корпус 41 с продольным каналом 42, проходящим сквозь корпус и обеспечивающим размещение в корпусе бурильной колонны 12. Как более подробно указано далее при рассмотрении фиг. 3, ВУК 40 содержит вращающийся уплотнитель-ный узел 43, который может содержать, например, один или более эластомерных уплотнительных эле
ментов и опорный узел. Уплотнительный узел 43 создает динамическое уплотнение между наружной стенкой бурильной колонны 12 и корпусом 41, обеспечивая, таким образом, гидравлическое разделение затрубного пространства 34 скважины и водного бассейна 11 при сохранении возможности перемещения и вращения бурильной колонны 12. ВУК 40 может быть устройством активного или пассивного типа и может также представлять собой универсальный ПВП.
Подводная гидравлическая силовая установка (ГСУ) 50 размещена на морском дне вблизи ВУК 40. ГСУ 50 гидравлически связана с ВУК 40 при помощи одного или более каналов 52 подачи смазки, предназначенных для селективной подачи гидравлической смазки к уплотнительному узлу 43 и (или) наружной стенке бурильной колонны 12 непосредственно над и (или) под уплотнительным элементом ВУК 40. В частности, наличие требуемой смазки может быть обеспечено посредством подачи смазочного материала на верхнюю часть или вблизи верхней части уплотнительного элемента, когда выполняется спуск бурильной колонны 12 в скважину 32 (в том числе операции бурения), и на нижнюю часть или вблизи нижней части уплотнительного элемента, когда осуществляется подъем бурильной колонны 12 из скважины 32. ГСУ 50 может представлять собой, например, замкнутую систему циркуляции или систему смазки под давлением.
В одном или более вариантов реализации изобретения морская вода, подаваемая из водного бассейна 11, может использоваться в качестве смазочного материала для охлаждения и смазки уплотнительного узла 43 ВУК. Дополнительные смазывающие свойства, если они требуются, могут быть обеспечены посредством использования альтернативной смазочной жидкости или посредством смешивания морской воды с соответствующей добавкой, такой как экологически безопасное моющее средство. Такая добавка или смазочный материал может подаваться к ГСУ 50 подающей линией 53 с поверхности водного бассейна 11 или из резервуара 54, размещенного на морском дне.
Уплотнительный элемент ВУК 40 может представлять собой расходный компонент, требующий замены во время проведения операций бурения. Соответственно уплотнительный узел 43 предпочтительно выполняется съемным с корпуса 42 и может перемещаться к поверхности водного бассейна 11 или от указанной поверхности при помощи бурильной колонны 12. Съемный зажим 44 удерживает уплотни-тельный узел 43 на корпусе 42 ВУК или прижимает к корпусу ВУК, противодействуя давлению жидкости в затрубном пространстве 34 скважины. Зажим 44 может содержать исполнительный механизм 45, управление которым может осуществляться дистанционно. В одном или более вариантов реализации изобретения ГСУ 50 может осуществлять селективное управление исполнительным механизмом 45 зажима 44 ВУК. Например, исполнительный механизм 45 может представлять собой гидравлическую пару цилиндр-поршень или гидравлический двигатель, а ГСУ 50 может быть гидравлически связана с исполнительным механизмом 45 при помощи гидравлического канала 55.
Фиг. 2 иллюстрирует структурную схему, указывающую этапы способа 150 замены уплотнительно-го узла 43. Как проиллюстрировано на фиг. 1 и 2, на этапе 152 буровая установка 14 поднимает бурильную колонну 12, пока буровое долото 212 (фиг. 5), размещенное на нижнем конце бурильной колонны 12, не будет поднято над запорными устройствами, т.е. плашками и (или) кольцевым пакером блока 21
ПВП.
На нижнем конце бурильная колонна 12 может содержать компоновку 210 низа бурильной колонны (КНБК) (фиг. 5), имеющую больший наружный диаметр, чем внутренний диаметр уплотнительного узла 43. Таким образом, уплотнительный узел 43 может захватываться и перемещаться к буровой установке 14 (и обратно), размещаясь на КНБК. Однако при наличии достаточно большого наружного диаметра вместо КНБК для захвата и перемещения уплотнительного узла 43 может использоваться любой транспортирующий элемент, размещенный на бурильной колонне 12, в том числе утяжеленная бурильная труба, переводник или даже буровое долото 212 (фиг. 5).
На этапе 154 между блоком 21 ПВП и ВУК 40 может быть предусмотрена трубчатая втулка 60, длина которой должна соответствовать длине КНБК от самого верхнего запорного устройства ПВП (например, глухих плашек) до самой нижней части уплотнительного элемента ВУК 40. Для обеспечения опоры и усиления конструкции ВУК 40 могут быть предусмотрены дополнительные опорные элементы 61, длина которых соответствует длине трубчатой втулки 60.
На этапе 156, когда КНБК поднята выше самого верхнего запорного устройства ПВП, но не достигла уровня самой нижней части уплотнительного узла 43, размещенного внутри трубчатой втулки 60 в соответствии с требованиями, приводится в действие блок 21 ПВП для выполнения запирания одного или более запорных устройств ПВП и соответственно гидравлического запирания скважины 32.
На этапе 158 может быть осуществлено уравновешивание перепада давления на уплотнительном узле 43. Например, можно выполнить селективный отвод жидкости из канала 42 ВУК 40 по трубопроводу 72 в уравнительную емкость 70, в которой может выполняться сбор и хранение находящейся под давлением жидкости затрубного пространства скважины. На морском дне может быть также установлен насос 74 для промывки канала 42 и трубчатой втулки 60 морской водой с целью удаления загрязнений, содержащихся в скважинной жидкости, и сбора скважинной жидкости в уравнительной емкости 70 для предотвращения загрязнения водного бассейна 11. Для упрощения уравновешивания давления, а также повышения эффективности функционирования ВУК 40 в процессе бурения для точного определения
перепада давления рекомендуется над уплотнительным узлом 43 и под указанным узлом установить датчики 76, 77 давления.
На этапе 160 исполнительный механизм 45 разжимает зажим 44 ВУК. ГСУ 50 может осуществлять селективное управление исполнительным механизмом 45 при помощи гидравлического канала 55, а управление ГСУ 50 может выполняться дистанционно с поверхности водного бассейна 11 при помощи канала 80 обмена данными.
На этапе 162 осуществляется подъем буровой установкой 14 бурильной колонны 12 на поверхность водного бассейна 11. Поскольку КНБК имеет больший наружный диаметр, чем внутренний диаметр уп-лотнительного узла 43, то при подъеме бурильной колонны 12 уплотнительный узел 43 также поднимается на морскую платформу 19.
В альтернативном варианте если требуется полностью извлечь ВУК 40, то зажим 44 не разжимается. Вместо этого для отсоединения ВУК 40 может быть использован дистанционно управляемый аппарат (ДУА) или может быть разъединено другое дистанционно управляемое зажимное устройство, соединяющее ВУК 40 и блок 21 ПВП. Затем весь узел ВУК 40 может быть таким же образом поднят бурильной колонной 12 на морскую платформу.
Используемый в качестве замены уплотнительный узел 43 (или, в зависимости от ситуации, ВУК 40) может быть спущен на место возле морского дна посредством выполнения указанных выше этапов в обратной последовательности с использованием ДУА, если это необходимо, для перемещения бурильной колонны 12 в требуемое положение.
Как проиллюстрировано на фиг. 1, буровая система 10 может также содержать направляющую 90 бурильной колонны, размещенную на ВУК 40. Под воздействием факторов окружающей среды, связанных с приливами, волнами, ветром и течениями, морская платформа 19 может подвергаться продольному сносу, боковому сносу и рысканью. Кроме того, бурильная колонна 12 не фиксирована на участке от морской платформы 19 до дна водного бассейна 11 и аналогичным образом подвергается воздействию течения. Соответственно бурильная колонна 12 смещается в поперечном направлении относительно положения устья 20 скважины на морском дне. Направляющая 90 служит в качестве направляющего устройства для совмещения оси бурильной колонны 12 с общей осью ВУК 40, блока 21 ПВП и устья 20 скважины и, таким образом, снижает нагрузку и минимизирует износ уплотнительного узла 43. Верхняя часть направляющей 90 может иметь конусную форму с широким отверстием для упрощения совмещения направляющей 90 и бурильной колонны 12.
В дополнение или в качестве альтернативы операции замены уплотнительного узла 43, указанной выше, для обеспечения операций по управлению скважиной и бурения с контролем давления (БКД) может использоваться насос 74. Например, насос 74 можно использовать для приложения регулируемого противодавления к жидкости в затрубном пространстве 34 скважины, например через канал 42 ВУК 40. Однако для регулирования давления в затрубном пространстве также могут использоваться другие источники давления, в том числе штуцерная линия 27.
Между одним или более положениями на поверхности водного бассейна 11 и одним или более компонентами группы, содержащей коллектор 28 управления ПВП, ГСУ 50 и насос 74, предусмотрен по меньшей мере один канал 80 обмена данными для контроля давления одного или более компонентов группы, содержащей блок 21 ПВП, ВУК 40 и давление в затрубном пространстве 32 соответственно.
В одном или более вариантов осуществления изобретения канал 80 обмена данными может быть реализован с использованием шлангокабеля 82. Шлангокабель 82 может содержать несколько гидравлических, электрических и (или) оптоволоконных линий, например подающую линию 53, штуцерную линию и линию глушения 27, 29. В одном или более вариантов реализации изобретения (не иллюстрируемых на фигурах) шлангокабель 82 проходит от морского дна до морской платформы 19. В другом варианте реализации изобретения для исключения перепутывания шлангокабеля 82 и бурильной колонны 12 на поверхности водного бассейна 11 на определенном расстоянии от морской платформы 19 может быть предусмотрено плавучее судно или плавучее средство 84, такое как вспомогательное буровое судно.
В одном или более вариантов осуществления изобретения (не иллюстрируемых на фигурах) канал 80 обмена данными может быть реализован с использованием другого метода телеметрии, например технологии, широко используемой при выполнении операций с трубопроводами, фонтанной арматурой и устьевым оборудованием. Например, канал 80 обмена данными может содержать акустический канал, обеспечивающий передачу сигнала через указанный водный бассейн 11.
Фиг. 3 иллюстрирует частичный вид в вертикальном разрезе ВУК 40 в соответствии с настоящим изобретением. ВУК 40 используется для герметизации затрубного пространства 34 скважины (фиг. 1), которое гидравлически связано с каналом 42, образованным в корпусе 41 ВУК 40. Корпус 41 плотно прижат к наружной стенке бурильной колонны 12 в канале 42, даже когда бурильная колонна 12 вращается и перемещается в продольном направлении. Для обеспечения этого ВУК 40 содержит съемный уп-лотнительный узел 43, который содержит один или более упругих кольцевых уплотнительных элементов 46. При использовании нескольких уплотнительных элементов 46 уплотнительный узел 43 может содержать кожух 47. Для обеспечения вращения уплотнительных элементов 46 и кожуха 47 при вращении бурильной колонны 12 уплотнительный узел 43 содержит подшипниковый узел 48, который, в свою оче
редь, может содержать внутреннее опорное кольцо 110, вращающееся внутри, и наружное опорное кольцо 112, функционирующее с использованием подшипников 114 и уплотнений 116. На внутреннее опорное кольцо опираются уплотнительные элементы 46 и кожух 47. Зажим 44 обеспечивает крепление (с возможностью разъединения) наружного опорного кольца 112 и, следовательно, всего уплотнительного узла 43 (с уплотнительными элементами 46, кожухом 47 и подшипниковым узлом 48) на корпусе 41.
ВУК 40 может содержать один или более каналов 120 подачи смазки, предназначенных для подачи на подшипники 114 и поверхность (поверхности) соприкосновения уплотнительного элемента 46 и бурильной колонны 12 смазочного материала 57. Каналы 120 подачи смазки в корпусе 41 гидравлически связаны с ГСУ 50 (фиг. 1) при помощи трубопроводов 52 подачи смазки. В одном или более вариантов реализации изобретения внутри корпуса 41 первый канал 120а подачи смазки гидравлически связан с зоной 123 подшипников, размещенной между внутренним и наружным опорными кольцами 110, 112 и между верхним и нижним уплотнениями 116а, 116b, для подачи смазки на подшипники 114. Канал 120а подачи смазки может содержать коллектор 122, который вращается совместно с внутренним опорным кольцом 110 и обеспечивает гидравлическое соединение с зоной 123 подшипников через одно или более отверстий, предусмотренных во внутреннем опорном кольце 110. Смазочный материал 57 подается к наружной стенке бурильной колонны 12 между верхним и нижним уплотнительными элементами 46a, 46b через коллектор 122. Коллектор 122 может также проходить до верхней части верхнего уплотни-тельного элемента 46a для осуществления селективной подачи смазочного материала 57 на данный участок во время перемещения вниз бурильной колонны 12. Коллектор 122 может содержать штуцеры или аналогичные элементы для подачи смазочного материала 57 к поверхности соприкосновения уплотни-тельного элемента 46 и бурильной колонны 12. Второй канал 120b подачи смазки может быть предусмотрен в корпусе 41 для селективной подачи смазочного материала 57 к нижней части нижнего уплот-нительного элемента 46b во время перемещения вверх бурильной колонны 12. Хотя в настоящем документе рассмотрены конкретные примеры реализации каналов 120 подачи смазки, для специалиста в данной области техники очевидно, что в конкретном ВУК могут использоваться различные варианты каналов подачи смазки, в том числе каналы подачи смазки, имеющие линии, выполненные с возможностью селективного перекрытия, для осуществления селективной смазки.
Фиг. 4 иллюстрирует вид в плане зажима 44 ВУК 40 в соответствии с настоящим изобретением. Зажим 44 может содержать первую и вторую зажимные скобы 130а, 130b. В иллюстрируемом варианте реализации изобретения зажимные скобы 130а, 130b имеют дугообразную форму и могут перемещаться между зажатым положением (указанным пунктирной линией), в котором они смещены друг к другу или иным образом примыкают друг к другу, и разжатым положением (указанным сплошной линией), в котором указанные скобы разведены на расстояние, достаточное для прохождения между ними наружного опорного кольца 112. Однако в других вариантах реализации изобретения (не показаны) зажимные скобы могут иметь другую форму и (или) могут поворачиваться или отклоняться с целью обеспечения зазора, требуемого для извлечения наружного опорного кольца 112 из корпуса 41 ВУК (фиг. 3). Кроме того, в соответствии с необходимостью может быть предусмотрено любое количество зажимных скоб (в том числе одна скоба).
В рассмотренном варианте реализации изобретения зажим 44 содержит первый и второй исполнительные механизмы 45а, 45b, подключенные таким образом, чтобы обеспечить селективное перемещение зажимных скоб 130а, 130b. Каждый исполнительный механизм 45 может содержать гидравлический двигатель 132, вращающий ходовой винт 134. Каждый ходовой винт имеет сегменты 135а, 135b с противоположной резьбой, на которые навинчены зажимные скобы 130а, 130b. Каждый исполнительный механизм может содержать кронштейн 136 для крепления двигателя 132 и ходового винта 134. Исполнительный механизм 45 может быть гидравлически связан гидравлическими каналами 55 с ГСУ 50 (фиг. 1). В других вариантах реализации изобретения может быть предусмотрено любое количество исполнительных механизмов 45 (в том числе один исполнительный механизм), и исполнительные механизмы 45 могут содержать пару цилиндр-поршень или другие требуемые компоненты.
Фиг. 5 иллюстрирует вид в частичном вертикальном разрезе буровой системы 10' с двойной бурильной колонной в соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения. Как и в случае буровой системы 10, проиллюстрированной на фиг. 1, буровая система 10', проиллюстрированная на фиг. 5, содержит буровую установку 14, которая может быть размещена на земле или в море. Буровая установка 14 может быть расположена над устьем 20 скважины и может содержать стол 15 ротора, механизм 16 верхнего привода, подъемник 17 и другое оборудование, требуемое для бурения скважины в земле. Возле устья 20 скважины могут быть также предусмотрены противовыбросовые превенторы (отдельно не показаны) и соответствующее оборудование. На буровой установке 14 подвешена двойная бурильная колонна 12, проходящая через ВУК 40 и устье 20 скважины в скважину 32.
Двойная бурильная колонна 12 содержит внутреннюю трубу 202, размещенную внутри наружной трубы 204. Внутренняя труба 202 и наружная труба 204 могут быть эксцентрическими или концентрическими. Пространство между внутренней трубой 202 и наружной трубой 204 образует кольцевой наружный проточный канал 208, а внутренняя труба 202 образует внутренний проточный канал 206. Зазор между наружной стенкой бурильной колонны 12 и внутренней стенкой скважины 23 образует затрубное
пространство 34 скважины.
На нижнем конце бурильной колонны 12 может быть предусмотрена КНБК 210 и вращающееся буровое долото 212. КНБК 210 может содержать забойный двигатель 214, центратор 216 и различное другое оборудование 218, предназначенное, например, для получения данных каротажа и измерений, данных ориентации, телеметрической информации и т.д. Буровой раствор 220 может закачиваться из резервуара 222 одним или более насосами 224 подачи бурового раствора по каналу 226 к верхнему концу бурильной колонны 12, выступающему из устья 20 скважины. Далее буровой раствор 220 проходит по наружному проточному каналу 208 бурильной колонны 12, по КНБК 210 и выходит из насадок во вращающемся буровом долоте 212.
Нижний проходной канал 250, размещенный вблизи нижнего конца бурильной колонны 12, обеспечивает гидравлическое соединение затрубного пространства 34 с внутренним проточным каналом 206 во время нормального режима выполнения операций бурения. В забое 31 скважины 32 буровой раствор 220 может смешиваться с выбуренной породой, а также другими скважинными жидкостями и шламом. Смесь бурового раствора и шлама далее проходит вверх по затрубному пространству 34 скважины, по КНБК 210 и во внутренний проточный канал 206 через нижний проходной канал 250. Далее смесь продолжает продвигаться вверх по внутреннему проточному каналу 206 бурильной колонны 12. Жидкость может возвращаться в резервуар 222 по каналу 228, а для удаления выбуренной породы и других сква-жинных загрязнений перед возвратом бурового раствора 220 в резервуар 222 могут быть предусмотрены различные сетчатые компоненты, фильтры и (или) центрифуги (отдельно не показаны).
При выполнении конкретной операции регулирования давления в скважине верхний сегмент за-трубного пространства 34 скважины может быть заполнен через ВУК 40 жидкостью для управления давлением в скважине, например жидкостью, имеющей высокую плотность, с целью изменения плотности жидкости в затрубном пространстве 34. Ранее находившаяся в затрубном пространстве жидкость, которую заменяет введенная жидкость с высокой плотностью, может быть вытеснена из затрубного пространства 34 через проходной канал 250 и внутренний проточный канал 206. В альтернативном варианте выполнения операции регулирования давления в скважине в результате изменения направления движения жидкости по внутреннему проточному каналу 206 на противоположное жидкость с высокой плотностью может быть подана вниз по внутренней трубе 202 в затрубное пространство 34 скважины через проходной канал 250, расположенный вблизи нижнего конца бурильной колонны 12, для заполнения затрубного пространства. Вытесненная скважинная жидкость может быть возвращена через ВУК 40. Соответственно двойная бурильная колонна 12 может подниматься или спускаться в скважине 32 во время заполнения затрубного пространства 34 через нижний проходной канал 250 с целью обеспечения заполнения затрубного пространства 34 по всей длине скважины.
Однако в соответствии с одним из вариантов реализации изобретения кроме нижнего проходного канала 250 через различные интервалы по длине двойной бурильной колонны 12 предусматривается один или более промежуточных проходных каналов 252. Проходные каналы 250, 252 могут независимо, дистанционно и предпочтительно периодически открываться и закрываться с использованием одного или более известных способов. Соответственно каждый проходной канал 250, 252 содержит узел клапана с исполнительным механизмом для управления клапаном, которое может осуществляться дистанционно и независимо. Узел клапана может содержать запорный элемент, такой как, например, задвижка, заслонка, шар, диск или гильза, который поворачивается, перемещается или вращается между открытым и закрытым положениями. Исполнительный механизм выполняет позиционирование запорного элемента между открытым и закрытым положениями, а управление может осуществляться, например, при помощи гидроимпульсной телеметрии, меток радиочастотной идентификации (RFID), сброса шаров или с использованием внутренней и наружной электропроводящих труб 202, 204 двойной колонны 12 в качестве элементов шины обмена данными. Привод исполнительного механизма может осуществляться, например, от гидравлической системы посредством воздействия перепада давления бурового раствора или от электрической системы с питанием от батареи аккумуляторов, посредством генерирования электроэнергии турбиной, которая приводится во вращение потоком бурового раствора, или с использованием двойной колонны 12 как пары электрических проводников. Кроме того, в соответствии с требованиями для дистанционного управления и подачи питания к проходным каналам 250, 252 могут использоваться другие конструкции.
Следовательно, в варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на фиг. 5, весь объем жидкости, содержащейся в затрубном пространстве 34 скважины, может быть заменен без спуска или подъема бурильной колонны 12 или необходимости закачки жидкости с высокой плотностью до верха скважины 32. Например, проходной канал 250 может быть открытым, а проходные каналы 252а, 252b могут быть закрытыми. Жидкость с высокой плотностью может подаваться насосом по внутреннему проточному каналу 206 для заполнения затрубного пространства от проходного канала 250 до проходного канала 252а, причем ранее находившаяся в затрубном пространстве жидкость с меньшей плотностью выходит в верхней части скважины 32 через ВУК 40. Далее проходной канал 250 закрывается, а проходной канал 252а открывается. Подача жидкости насосом продолжается через внутренний проточный канал 206 и проходной канал 252а для заполнения затрубного пространства 34 жидкостью с высокой плот
ностью до достижения проходного канала 252b и, таким образом, осуществляется движение вверх по скважине 32.
В соответствии с одним или более вариантов реализации изобретения двойная бурильная колонна 12 может содержать один или более обратных клапанов 260, размещенных во внутренней трубе 202 через определенные интервалы по длине бурильной колонны 12. Обратные клапаны 260 могут быть ориентированы таким образом, чтобы препятствовать движению потока вниз и соответственно предотвращать осаждение тяжелого шлама и частиц грунта, взвешенных в буровом растворе 220, содержащемся во внутреннем проточном канале 206, по всей длине указанного канала до нижней части бурильной колонны 12 в течение продолжительных интервалов отсутствия циркуляции. В некоторых вариантах реализации изобретения могут использоваться простые механические клапаны, а в других вариантах реализации изобретения, например при выполнении операций регулирования давления, описанных выше, обратные клапаны 260 могут дистанционно переводиться в открытое положение для обеспечения прохождения жидкости вниз по внутреннему проточному каналу 206. В последних вариантах реализации изобретения управление и подача питания на обратные клапаны 260 может выполняться таким же образом, как описано выше при рассмотрении проходных каналов 250, 252. Для обратных клапанов 260 могут быть предусмотрены патрубки или выполненные другим способом небольшие проточные каналы (не показаны) для обеспечения гидравлической связи и возможности прохождения ограниченного потока жидкости между забоем 31 скважины 32 и верхом бурильной колонны 12.
Фиг. 6 иллюстрирует вид двойной бурильной колонны 12 в соответствии с вариантом реализации изобретения в поперечном разрезе при рассмотрении в направлении проходного канала 250, 252. Фиг. 7 иллюстрирует вид в продольном разрезе проходного канала 250, 252, проиллюстрированного на фиг. 6. Как проиллюстрировано на фиг. 6 и 7, проходной канал 250, 252 может содержать цилиндрический корпус 300, размещенный в наружном проточном канале 208 двойной бурильной колонны 12 и герметизирующую структуру с уплотнениями 302, 304, прижатыми к наружной стенке внутренней трубы 204 и внутренней стенке наружной трубы 204 соответственно.
Одно или более отверстий 310, проходящих в продольном направлении сквозь корпус 300, обеспечивают гидравлическое соединение наружного проточного канала 208 над корпусом 300 и под указанным корпусом. Одно или более отверстий 320, выполненных в поперечном направлении сквозь корпус 300, внутреннюю трубу 202 и наружную трубу 204, обеспечивают селективное гидравлическое соединение внутреннего проточного канала 206 с затрубным пространством 34 скважины. Корпус 300 может быть прикреплен к внутренней и наружной трубам 202, 204 с целью сохранения совмещенного состояния в процессе вращения.
В варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на фиг. 6 и 7, предусмотрен узел клапана, содержащий заслонки 330, которые поворачиваются между открытым положением (показанным сплошной линией) и закрытым положением (показанным пунктирной линией) для селективного запирания отверстия 320. Однако узел клапана может содержать любой приемлемый запорный элемент, такой как, например, задвижка, заслонка, шар, диск или гильза, которая поворачивается, перемещается или вращается между открытым и закрытым положениями. Позиционирование заслонок 330 осуществляется электрическими исполнительными механизмами 334, такими как электромагнитные катушки. Однако может использоваться любой приемлемый исполнительный механизм, в том числе электрический, механический, гидравлический, пневматический или аналогичные механизмы.
В некоторых вариантах реализации изобретения электроэнергия и сигналы управления с использованием индивидуальных адресов устройств могут подаваться на исполнительные механизмы 300 по внутренней трубе 202 и наружной трубе 204 бурильной колонны 12. Исполнительные механизмы 300 могут быть электрически соединены с внутренней и наружной трубами 202, 204 проводниками 336. Внутренняя труба 202 может быть проводником, находящимся "под напряжением", а наружная труба 204 может быть заземлена, поскольку наружная труба 204, по-видимому, электрически соединена с заземленной буровой установкой 14 (фиг. 5). Наружная стенка внутренней трубы 202 и (или) внутренняя стенка наружной трубы 204 могут быть покрыты электроизолирующим материалом (не показан) для предотвращения короткого замыкания внутренней трубы 202 через буровую жидкость или другие точки контакта на наружную трубу 204. Примеры диэлектрических (изолирующих) материалов охватывают поли-имид, политетрафторэтилен или другие фторполимеры, найлон и керамические покрытия. Корпус 300 аналогичным образом может быть изготовлен из керамического материала или металлического сплава с диэлектрическим (изолирующим) покрытием. Керамика имеет высокую эрозионную стойкость к присутствующему в потоке песку, шламу, отходам и другим твердым частицам. Однако в соответствии с необходимостью могут использоваться другие формы осуществления обмена данными и подачи питания на исполнительные механизмы 300, в том числе гидроимпульсная телеметрия, метки радиочастотной идентификации (RFID), сброс шаров и аналогичные способы.
Фиг. 8 и 9 иллюстрируют виды в продольном разрезе обратного клапана 260 в соответствии с настоящим изобретением, проиллюстрированного на фиг. 5. Обратный клапан 260 может содержать корпус 370, размещенный во внутренней трубе 202 и герметизированный с использованием уплотнений 372. Поворотная заслонка 374 обеспечивает протекание потока в направлении вверх, как проиллюстрировано
на фиг. 8, и препятствует протеканию потока вниз, как проиллюстрировано на фиг. 9. Заслонка может быть переведена в закрытое положение, проиллюстрированное на фиг. 9, тороидальной пружиной 376, навитой вокруг поворотного штифта 378. Поток жидкости, имеющий достаточное давление, преодолеет усилие запирания пружины 376. В другом варианте реализации изобретения обратный клапан 260 может содержать исполнительный механизм, например, аналогичный механизму, рассмотренному при описании проходных каналов 250, 255, предназначенный для обеспечения селективного дистанционного управления обратным клапаном 260.
Таким образом, в настоящем документе были описаны буровые системы и способы бурения скважин. Варианты реализации буровой системы могут содержать буровую установку; двойную концентрическую бурильную колонну, подвешенную на буровой установке и проходящую в скважину, причем двойная концентрическая бурильная колонна содержит внутреннюю трубу, размещенную в наружной трубе, причем на определенном участке между внутренней стенкой скважины и наружной стенкой колонны образуется затрубное пространство; первый клапан, размещенный в указанной колонне и обеспечивающий селективное гидравлическое соединение внутреннего пространства внутренней трубы с указанным затрубным пространством; второй клапан, размещенный в указанной колонне и обеспечивающий селективное гидравлическое соединение внутреннего пространства внутренней трубы с указанным за-трубным пространством, причем приведение в действие указанного первого и второго клапанов может осуществляться независимо и дистанционно. Варианты реализации морской буровой системы могут содержать устье скважины, размещенное на дне водного бассейна, причем устье скважины образует канал; вращающееся устройство контроля, имеющее корпус, установленный над устьем скважины, причем указанный корпус содержит канал, гидравлически связанный с каналом, образованным устьем скважины; морскую платформу, размещенную над поверхностью водного бассейна; двойную концентрическую бурильную колонну, подвешенную на указанной платформе и проходящую через канал указанного вращающегося устройства контроля и канал устья скважины, причем между устьем скважины и колонной образуется затрубное пространство, причем вращающееся устройство управления содержит уплотни-тельный элемент, обеспечивающий динамическое уплотнение наружной стенки колонны для гидравлического разделения указанного затрубного пространства и водного бассейна, причем наружная стенка колонны над вращающимся устройством контроля соприкасается с водным бассейном; гидравлическую силовую установку, размещенную вблизи морского дна и связанную с вращающимся устройством контроля с целью подачи смазочного материала к указанному уплотнительному элементу; источник жидкости под давлением, который селективно осуществляет гидравлическое соединение с указанным затруб-ным пространством; по меньшей мере один канал обмена данными, функционирующий между некоторым положением на поверхности водного бассейна и по меньшей мере одним из компонентов группы, содержащей гидравлическую силовую установку и источник жидкости под давлением. Варианты реализации способа бурения скважины могут включать предоставление противовыбросового превентора на дне водного бассейна; предоставление вращающегося устройства контроля, установленного над указанным противовыбросовым превентором, причем указанное вращающееся устройство контроля содержит корпус и съемный уплотнительный узел, характеризующийся внутренним диаметром; предоставление бурильной колонны, проходящей от поверхности водного бассейна через вращающееся устройство контроля и противовыбросовый превентор в скважину, причем на нижнем конце бурильной колонны размещено буровое долото, причем на бурильной колонне установлен транспортирующий элемент, характеризующийся наружным диаметром, превышающим внутренний диаметр уплотнительного узла; подъем бурильной колонны до достижения положения, в котором буровое долото расположено выше противо-выбросового превентора, а транспортирующий элемент находится ниже уплотнительного узла; затем перевод запорного устройства противовыбросового превентора в закрытое положение для гидравлического запирания скважины; уравновешивание давления на уплотнительном узле; дистанционное отсоединение уплотнительного узла от корпуса, а затем подъем бурильной колонны на поверхность, причем уплотнительный узел перемещается на указанном транспортирующем элементе.
Любой из указанных выше вариантов реализации изобретения может содержать любой из указанных далее элементов или иметь любые из указанных далее характеристик как отдельно, так и в комбинации друг с другом: компоновка низа бурильной колонны, размещенная на нижнем конце указанной колонны; противовыбросовый превентор, установленный над устьем скважины и ниже вращающегося устройства контроля, причем указанный противовыбросовый превентор содержит сквозной канал, гидравлически связанный с каналами устья скважины и вращающегося устройства контроля, причем противо-выбросовый превентор содержит запорное устройство, предназначенное для селективного разделения канала устья скважины и канала вращающегося устройства контроля; зажим, предусмотренный в комплекте вращающегося устройства контроля для селективного крепления уплотнительного элемента на корпусе вращающегося устройства контроля; трубчатая втулка, установленная над противовыбросовым превентором и под вращающимся устройством контроля, причем длина указанной втулки в продольном направлении является достаточной для размещения в ней компоновки низа бурильной колонны между запорным устройством противовыбросового превентора и уплотнительным элементом вращающегося устройства контроля; гидравлическая силовая установка, предназначенная для приведения указанного
зажима в действие, причем дистанционное управление зажимом осуществляется из некоторого положения на поверхности водного бассейна; направляющая, установленная на вращающемся устройстве контроля, причем верхняя часть направляющей имеет конусообразную форму; источник жидкости под давлением, содержащий насос, размещенный на морском дне, для которого предусмотрено селективное гидравлическое соединение с затрубным пространством, причем дистанционное управление насосом осуществляется из некоторого положения на поверхности водного бассейна, причем источник жидкости под давлением содержит штуцерную линию, проходящую между определенной точкой на поверхности водного бассейна и морским дном, причем указанная штуцерная линия селективно гидравлически соединяется с затрубным пространством, причем штуцерная линия соединена с противовыбросовым превен-тором, установленным на устье скважины под вращающимся устройством контроля; канал подачи смазки, предусмотренный во вращающемся устройстве контроля и гидравлически связанный с зоной наружной стенки колонны, где расположен уплотнительный элемент, или зоной вблизи уплотнительного элемента, причем предусмотрено селективное гидравлическое соединение канала подачи смазки с гидравлической силовой установкой; гидравлическая силовая установка, предназначенная для подачи определенного объема воды из водного бассейна по каналу подачи смазки к наружной стенке колонны; резервуар, размещенный на морском дне и содержащий определенный объем смазочного материала, причем предусмотрено селективное гидравлическое соединение указанного резервуара с гидравлической силовой установкой, причем гидравлическая силовая установка предназначена для подачи определенного объема смазочного материала по каналу подачи смазки к наружной стенке колонны; линия подачи смазки, проходящая между определенной точкой на поверхности водного бассейна и морским дном, причем предусмотрено селективное гидравлическое соединение линии подачи смазки с гидравлической силовой установкой, причем гидравлическая силовая установка предназначена для подачи определенного объема смазочного материала из линии подачи смазки по каналу подачи смазки к наружной стенке колонны; емкость, размещенная на морском дне, для которой предусмотрено селективное гидравлическое соединение с указанным каналом вращающегося устройства контроля с целью передачи жидкости между каналом вращающегося устройства контроля и емкостью, причем указанное некоторое положение на поверхности водного бассейна находится на морской платформе; плавучее судно, находящееся на поверхности водного бассейна, причем некоторое положение на поверхности водного бассейна находится на плавучем судне; шлангокабель, проходящий от плавучего судна по меньшей мере к одному из компонентов группы, содержащей гидравлическую силовую установку и источник жидкости под давлением, причем указанный по меньшей мере один канал обмена данными предусмотрен в указанном шлангокабеле; противовыбросовый превентор, установленный на устье скважины под вращающимся устройством контроля; штуцерная линия и линия глушения, проходящие от плавучего судна к противовыбросовому пре-вентору, причем предусмотрено селективное гидравлическое соединение штуцерной линии и линии глушения с противовыбросовым превентором; первый датчик давления, предусмотренный в комплекте вращающегося устройства контроля и предназначенный для измерения давления в первой точке над уп-лотнительным элементом; второй датчик давления, предусмотренный в комплекте вращающегося устройства контроля и предназначенный для измерения давления во второй точке под уплотнительным элементом, причем первый и второй датчики давления соединены по меньшей мере с одним каналом обмена данными для осуществления обмена данными с указанным положением на поверхности водного бассейна; по меньшей мере один канал обмена данными, функционирующий между первым и вторым клапанами и буровой установкой и предназначенный для независимого дистанционного приведения в действие первого и второго клапанов с буровой установки; по меньшей мере один канал обмена данными, функционирующий между первым и вторым клапанами и буровой установкой и предназначенный для независимого дистанционного приведения в действие первого и второго клапанов с буровой установки; множество обратных клапанов, размещенных во внутренней трубе во множестве точек вдоль колонны и предназначенных для предотвращения прохождения потока вниз во внутренней трубе; предоставление трубчатой втулки между противовыбросовым превентором и вращающимся устройством контроля; размещение транспортирующего элемента в трубчатой втулке, причем указанный транспортирующий элемент представляет собой компоновку низа бурильной колонны.
Реферат изобретения представлен исключительно для предоставления патентному ведомству и широкому кругу заинтересованных лиц возможности быстрого ознакомления с сущностью и содержанием изобретения и охватывает только один или более вариантов реализации изобретения.
Хотя было представлено подробное описание различных вариантов реализации, настоящее изобретение не ограничивается рассмотренными примерами. Для специалистов в данной области техники очевидно, что возможно внесение изменений и дополнений в указанные выше варианты. Такие изменения и дополнения находятся в пределах сущности и объема изобретения.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Буровая система, содержащая
устье скважины, размещенное на дне водного бассейна, причем устье скважины содержит канал;
вращающееся устройство контроля, предназначенное для герметизации устья скважины от водного бассейна и формирования динамического уплотнения вокруг бурильной колонны буровой системы и имеющее корпус, размещенный на устье скважины, причем указанный корпус содержит канал, гидравлически связанный с указанным каналом устья скважины;
морскую платформу, расположенную над поверхностью водного бассейна;
двойную концентрическую бурильную колонну, подвешенную на указанной платформе и проходящую по каналу вращающегося устройства контроля в канал устья скважины, причем между устьем скважины и колонной образуется затрубное пространство, причем вращающееся устройство контроля содержит уплотнительный элемент, обеспечивающий динамическое уплотнение наружной стенки колонны для гидравлического разделения указанного затрубного пространства и водного бассейна, причем наружная стенка колонны над вращающимся устройством контроля соприкасается с водным бассейном;
гидравлическую силовую установку, размещенную вблизи морского дна и связанную с вращающимся устройством контроля с целью подачи смазочного материала к указанному уплотнительному элементу;
источник жидкости под давлением, который селективно осуществляет гидравлическое соединение с указанным затрубным пространством;
по меньшей мере один канал связи, представляющий собой одно из шлангокабеля или акустической линии и функционирующий между некоторым положением на поверхности водного бассейна и по меньшей мере одним из компонентов группы, содержащей гидравлическую силовую установку и источник жидкости под давлением и компоновку низа бурильной колонны, размещенную на нижнем конце указанной колонны;
противовыбросовый превентор, установленный над устьем скважины и ниже вращающегося устройства контроля, причем указанный противовыбросовый превентор содержит сквозной канал, гидравлически связанный с каналами устья скважины и вращающегося устройства контроля, причем противо-выбросовый превентор содержит запорное устройство, предназначенное для селективного разделения канала устья скважины и канала вращающегося устройства контроля;
трубчатую втулку, установленную над противовыбросовым превентором и под вращающимся устройством контроля, причем длина указанной втулки в продольном направлении является достаточной для размещения в ней компоновки низа бурильной колонны между запорным устройством противовыб-росового превентора и уплотнительным элементом вращающегося устройства контроля.
2. Буровая система по п.1, дополнительно содержащая зажим, предусмотренный в комплекте вращающегося устройства контроля для селективного крепления уплотнительного элемента на корпусе вращающегося устройства контроля.
3. Буровая система по п.2, отличающаяся тем, что
гидравлическая силовая установка предназначена для приведения указанного зажима в действие; дистанционное управление зажимом осуществляется из указанного некоторого положения на поверхности водного бассейна.
4. Буровая система по п.1, дополнительно содержащая направляющую, установленную на вращающемся устройстве контроля.
5. Буровая система по п.4, отличающаяся тем, что верхняя часть направляющей имеет конусообразную форму.
6. Буровая система по п.1, отличающаяся тем, что источник жидкости под давлением дополнительно содержит насос, размещенный на морском дне, для которого предусмотрено селективное гидравлическое соединение с затрубным пространством, причем дистанционное управление насосом осуществляется из указанного некоторого положения на поверхности водного бассейна.
7. Буровая система по п.1, отличающаяся тем, что источник жидкости под давлением дополнительно содержит штуцерную линию, проходящую между определенной точкой на поверхности водного бассейна и морским дном, причем указанная штуцерная линия селективно гидравлически соединяется с за-трубным пространством.
8. Буровая система по п.7, отличающаяся тем, что штуцерная линия соединена с противовыбросо-вым превентором, установленным на устье скважины под вращающимся устройством контроля.
9. Буровая система по п.1, отличающаяся тем, что во вращающемся устройстве контроля предусмотрен канал подачи смазки, гидравлически связанный с зоной наружной стенки колонны, где расположен уплотнительный элемент, или зоной вблизи уплотнительного элемента, причем предусмотрено селективное гидравлическое соединение канала подачи смазки с гидравлической силовой установкой.
10. Буровая система по п.9, отличающаяся тем, что гидравлическая силовая установка предназначена для подачи определенного объема воды из водного бассейна по каналу подачи смазки к наружной стенке колонны.
11. Буровая система по п.9, дополнительно содержащая резервуар, размещенный на морском дне и содержащий определенный объем смазочного материала, причем предусмотрено селективное гидравлическое соединение указанного резервуара с гидравлической силовой установкой, причем гидравлическая силовая установка предназначена для подачи определенного объема смазочного материала по каналу
10.
подачи смазки к наружной стенке колонны.
12. Буровая система по п.9, дополнительно содержащая линию подачи смазки, проходящую между определенной точкой на поверхности водного бассейна и морским дном, причем предусмотрено селективное гидравлическое соединение линии подачи смазки с гидравлической силовой установкой, причем гидравлическая силовая установка предназначена для подачи определенного объема смазочного материала из линии подачи смазки по каналу подачи смазки к наружной стенке колонны.
13. Буровая система по п.2, дополнительно содержащая емкость, размещенную на морском дне, для которой предусмотрено селективное гидравлическое соединение с указанным каналом вращающегося устройства контроля с целью передачи жидкости между каналом вращающегося устройства контроля и емкостью.
14. Буровая система по п.1, отличающаяся тем, что указанное некоторое положение на поверхности водного бассейна находится на морской платформе.
15. Буровая система по п.1, дополнительно содержащая плавучее судно, находящееся на поверхности водного бассейна, причем указанное некоторое положение на поверхности водного бассейна находится на плавучем судне.
16. Буровая система по п.1, в которой шлангокабель, проходящий от плавучего судна по меньшей мере к одному из компонентов группы, содержит гидравлическую силовую установку и источник жидкости под давлением, причем указанный по меньшей мере один канал связи предусмотрен в указанном шлангокабеле.
17. Буровая система по п.1, дополнительно содержащая
противовыбросовый превентор, установленный на устье скважины под вращающимся устройством контроля;
штуцерную линию и линию глушения, проходящие от плавучего судна к противовыбросовому пре-вентору, причем предусмотрено селективное гидравлическое соединение штуцерной линии и линии глушения с противовыбросовым превентором.
18. Буровая система по п.1, дополнительно содержащая
первый датчик давления, предусмотренный в комплекте вращающегося устройства контроля и предназначенный для измерения давления в первой точке над уплотнительным элементом;
второй датчик давления, предусмотренный в комплекте вращающегося устройства контроля и предназначенный для измерения давления во второй точке под уплотнительным элементом,
причем первый и второй датчики давления соединены по меньшей мере с одним каналом связи для осуществления связи с указанным некоторым положением на поверхности водного бассейна.
19. Способ бурения подводной скважины с использованием буровой системы по п.1, включающий установку противовыбросового превентора на дне водного бассейна;
установку вращающегося устройства контроля, предназначенного для формирования динамического уплотнения вокруг бурильной колонны буровой системы и установленного над указанным противо-выбросовым превентором, причем указанное вращающееся устройство контроля содержит корпус и съемный уплотнительный элемент, характеризующийся внутренним диаметром, и предназначенное для герметизации устья скважины от водного бассейна;
установку бурильной колонны, проходящей от поверхности водного бассейна через вращающееся устройство контроля и противовыбросовый превентор в скважину, причем на нижнем конце бурильной колонны устанавливают буровое долото, причем на бурильной колонне устанавливают компоновку низа бурильной колонны, наружный диаметр которой превышает внутренний диаметр уплотнительного элемента, причем уплотнительный элемент обеспечивает динамическое уплотнение наружной стенки колонны для гидравлического разделения указанной скважины и водного бассейна, причем наружная стенка колонны над вращающимся устройством контроля соприкасается с водным бассейном;
подъем бурильной колонны до достижения положения, в котором буровое долото расположено выше противовыбросового превентора, а компоновка низа бурильной колонны находится ниже уплотни-тельного узла;
затем перевод запорного устройства противовыбросового превентора в закрытое положение для гидравлического запирания скважины;
уравновешивание давления на уплотнительном узле; дистанционное отсоединение уплотнительного узла от корпуса;
затем подъем бурильной колонны на поверхность, причем уплотнительный узел перемещают на указанной компоновке низа бурильной колонны.
20. Способ по п.19, дополнительно включающий
размещение трубчатой втулки между противовыбросовым превентором и вращающимся устройством контроля;
размещение компоновки низа бурильной колонны в трубчатой втулке.
ПОДЪЕМ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ 12 ДО ВЫХОДА ЗА ПРЕДЕЛЫ БЛОКА
21 ПВП
154
РАЗМЕЩЕНИЕ КНБК В ТРУБЧАТОЙ ВТУЛКЕ 60
156
ЗАПИРАНИЕ ЗАПОРНЫХ УСТРОЙСТВ БЛОКА 21 ПВП С ЦЕЛЬЮ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО ЗАПИРАНИЯ СКВАЖИНЫ 32
ПОДЪЕМ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ 12 НА ПЛАТФОРМУ 20. УПЛОТНИТЕЛЬНЫЙ УЗЕЛ 43 ВУК ПОДНИМАЕТСЯ НА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЕ
Фиг. 2
Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
032166
032166
- 1 -
- 1 -
(1)
032166
032166
- 1 -
- 1 -
(19)
032166
032166
- 1 -
- 1 -
(19)
032166
032166
- 4 -
- 3 -
150
032166
032166
- 13 -
- 12 -
032166
032166
- 15 -
- 15 -
202
032166
032166
- 17 -
- 16 -
202
032166
032166
- 17 -
- 18 -