|
Патентная документация ЕАПВ |
|
||
| Запрос: | ea000008422b*\id |
|
Термины запроса в документе Реферат 1. Система для бурения скважины в подземной формации, имеющей внутреннюю стенку, содержащая бурильную колонну, проходящую в буровую скважину и образующую перепускной канал бурового раствора между бурильной колонной и внутренней стенкой буровой скважины, выпускной канал бурового раствора, сообщенный с перепускным каналом бурового раствора, насосное средство для нагнетания бурового раствора по бурильной колонне в скважину и в выпускной канал бурового раствора через перепускной канал бурового раствора, средство противодавления для управления противодавлением бурового раствора, средство для нагнетания текучей среды, содержащее впускной канал текучей среды, сообщающий впуск текучей среды с перепускным каналом бурового раствора, и датчик давления нагнетаемой текучей среды, предназначенный для создания сигнала давления в соответствии с давлением нагнетаемой текучей среды во впускном канале текучей среды, средство для управления средством противодавления, способное принимать сигнал давления и регулировать средство противодавления в зависимости, по меньшей мере, от сигнала давления. 2. Система по п.1, в которой бурильная колонна проходит в скважину с поверхности и датчик давления накачиваемой текучей среды расположен на или вблизи поверхности. 3. Система по п.1 или 2, в которой средство противодавления приспособлено управлять выпуском бурового раствора из перепускного канала бурового раствора. 4. Система по любому из пп.1-3, в которой средство противодавления содержит ограничительное приспособление переменного потока, расположенное на пути потока бурового раствора, ниже по течению от точки, где впускной канал нагнетаемой текучей среды соединяется с перепускным каналом бурового раствора. 5. Система по любому из предыдущих пунктов, в которой средство нагнетания текучей среды способно нагнетать текучую среду, имеющую массовую плотность, отличную от массовой плотности бурового раствора, предпочтительно меньшую, чем массовая плотность бурового раствора. 6. Система по любому из предыдущих пунктов, в которой средство управления противодавлением содержит программируемую систему контроля и управления давлением, приспособленную рассчитывать прогнозируемое давление в забое скважины с использованием модели и, тем самым, с использованием, по меньшей мере, сигнала давления, сравнивать прогнозированное давление в забое скважины с желательным давлением в забое скважины и использовать разность между рассчитанным и желательным давлением для управления средством противодавления бурового раствора. 7. Система по п.6, которая содержит оборудование низа бурильной колонны, расположенное на нижнем конце бурильной колонны и содержащее скважинный датчик и скважинную телеметрическую систему для передачи данных, включающих данные скважинного датчика, представляющие, по меньшей мере, данные давления в забое скважины, телеметрическую систему, расположенную на поверхности для приема данных скважинного датчика, при этом программируемая система контроля и управления давлением приспособлена сравнивать прогнозированное давление в забое скважины с данными скважинного датчика. 8. Способ бурения скважины в подземной формации, имеющей внутреннюю стенку, содержащий следующие этапы: размещение бурильной колонны в скважине и формирование перепускного канала бурового раствора между бурильной колонной и внутренней стенкой скважины; нагнетание бурового раствора по бурильной колонне в скважину и через перепускной канал бурового раствора в выпускной канал бурового раствора, сообщенный с перепускным каналом бурового раствора; управление противодавлением бурового раствора посредством управления средством противодавления; нагнетание текучей среды из впуска текучей среды через впускной канал текучей среды в буровой раствор в перепускном канале бурового раствора; создание сигнала давления в соответствии с давлением нагнетаемой текучей среды во впускном канале текучей среды; управление средством противодавления посредством регулирования средства противодавления в зависимости, по меньшей мере, от сигнала давления.
Полный текст патента (57) Реферат / Формула: 2. Система по п.1, в которой бурильная колонна проходит в скважину с поверхности и датчик давления накачиваемой текучей среды расположен на или вблизи поверхности. 3. Система по п.1 или 2, в которой средство противодавления приспособлено управлять выпуском бурового раствора из перепускного канала бурового раствора. 4. Система по любому из пп.1-3, в которой средство противодавления содержит ограничительное приспособление переменного потока, расположенное на пути потока бурового раствора, ниже по течению от точки, где впускной канал нагнетаемой текучей среды соединяется с перепускным каналом бурового раствора. 5. Система по любому из предыдущих пунктов, в которой средство нагнетания текучей среды способно нагнетать текучую среду, имеющую массовую плотность, отличную от массовой плотности бурового раствора, предпочтительно меньшую, чем массовая плотность бурового раствора. 6. Система по любому из предыдущих пунктов, в которой средство управления противодавлением содержит программируемую систему контроля и управления давлением, приспособленную рассчитывать прогнозируемое давление в забое скважины с использованием модели и, тем самым, с использованием, по меньшей мере, сигнала давления, сравнивать прогнозированное давление в забое скважины с желательным давлением в забое скважины и использовать разность между рассчитанным и желательным давлением для управления средством противодавления бурового раствора. 7. Система по п.6, которая содержит оборудование низа бурильной колонны, расположенное на нижнем конце бурильной колонны и содержащее скважинный датчик и скважинную телеметрическую систему для передачи данных, включающих данные скважинного датчика, представляющие, по меньшей мере, данные давления в забое скважины, телеметрическую систему, расположенную на поверхности для приема данных скважинного датчика, при этом программируемая система контроля и управления давлением приспособлена сравнивать прогнозированное давление в забое скважины с данными скважинного датчика. 8. Способ бурения скважины в подземной формации, имеющей внутреннюю стенку, содержащий следующие этапы: размещение бурильной колонны в скважине и формирование перепускного канала бурового раствора между бурильной колонной и внутренней стенкой скважины; нагнетание бурового раствора по бурильной колонне в скважину и через перепускной канал бурового раствора в выпускной канал бурового раствора, сообщенный с перепускным каналом бурового раствора; управление противодавлением бурового раствора посредством управления средством противодавления; нагнетание текучей среды из впуска текучей среды через впускной канал текучей среды в буровой раствор в перепускном канале бурового раствора; создание сигнала давления в соответствии с давлением нагнетаемой текучей среды во впускном канале текучей среды; управление средством противодавления посредством регулирования средства противодавления в зависимости, по меньшей мере, от сигнала давления.
008422 Настоящее изобретение относится к системе и способу для бурения скважины в подземной формации. Разведка и добыча углеводородов из подземных пластов нуждается в способе для достижения и извлечения углеводородов из пласта. В типичном случае это достигается бурением скважины буровой установкой. Буровая установка используется для поддержки и вращения бурильной колонны, состоящей из буровых труб с буровой коронкой, закрепленной на конце. Кроме того, используется система нагнетания для циркуляции по замкнутой системе текучей среды, состоящей из основной текучей среды, типично воды или нефти, и различных присадок, по бурильной колонне затем текучая среда выходит через вращающуюся буровую коронку и протекает обратно к поверхности через кольцевое пространство, образованное между стенкой ствола скважины и бурильной колонной. Буровой раствор служит для следующих целей: обеспечение поддержки стенки ствола скважины, предотвращение или, в случае бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, сдерживание пластовых жидкостей или газов от проникновения в скважину, вынос выбуренной буровой коронкой породы на поверхность, доставка гидравлической энергии к инструментальным средствам, закрепленным на бурильной колонне и охлаждение коронки. После циркуляции по замкнутой схеме через скважину буровой раствор протекает обратно в систему управления промывкой буровым раствором, состоящую, как правило, из стола вибрационного грохота для удаления твердых фракций, приемной емкости для бурового раствора и ручного или автоматического средства для добавления различных: химикатов или присадок для сохранения свойств возвратной текучей среды такими, какие требуются для операции бурения. Как только текучая среда была обработана, она по замкнутой системе закачивается обратно в скважину посредством повторного нагнетания в верхнюю часть бурильной колонны с помощью системы нагнетания. Во время буровых работ буровой раствор оказывает давление на внутреннюю стенку ствола скважины, которое главным образом состоит из гидростатической составляющей, связанной с весом столба бурового раствора, и динамической составляющей, связанной с фрикционными потерями давления, вызванными, например, скоростью циркуляции текучей среды или перемещением бурильной колонны. Давление текучей среды в скважине выбирается из условия, что, в то время как текучая среда неподвижна или циркулирует при проведении бурильных работ, оно не превышает давления гидравлического разрыва пласта или прочности пласта. Если прочность пласта превышена, происходят разрывы пласта, которые создают проблемы бурения, такие как потери текучей среды и нестабильность ствола скважины. С другой стороны, при бурении с повышенным гидростатическим давлением в стволе скважины плотность текучей среды выбирается из условия, чтобы давление в скважине всегда поддерживалось выше порового давления для предотвращения проникновения пластовых текучих сред в скважину, тогда как во время бурения при пониженном гидростатическом давлении давление в скважине поддерживается точно ниже рабочего давления для обеспечения управляемого проникновения в скважину пластовых текучих сред (основного управления скважиной). Диапазон регулирования давления, с поровым давлением по одну сторону и прочностью пласта по другую сторону, известен как "рабочее окно". По соображениям безопасности и управления давлением, на устье скважины может быть установлен противовыбросовый превентор, ниже пола буровой вышки, который изолирует ствол скважины при проникновении пластовых жидкостей или газа в ствол скважины (вторичное управление скважиной) незапланированным или неуправляемым образом. Такие нежелательные поступления, как правило, указываются как "выбросы". Обычно противовыбросовый превентор будет использоваться только в аварийной ситуации, т. е. в ситуациях управления давлением в стволе скважины. В патенте США 6,035,952, выданном Брэдфилду и другим и переуступленном Baker Hughes Incorporated, закрытая система ствола скважины используется для бурения при пониженном гидростатическом давлении, т.е., давление в затрубном пространстве поддерживается ниже порового давления пласта. В патенте США 6,352,129 (компании Shell Oil) описаны способ и система для регулирования давления текучей среды в стволе скважины во время бурения с использованием насоса противодавления в гидродинамической связи с кольцевым выпускным каналом, в дополнение к основному насосу для циркуляции бурового раствора по кольцевому каналу через бурильную колонну. Точное управление давлением текучей среды в стволе скважины облегчается точными сведениями о давлении в забое скважины. Однако в стволе скважины с бурильной колонной переменного вращения и, возможно, со всеми разновидностями скважинных переводников, которые приводятся в действие циркуляционным потоком бурового раствора, является проблемой контролировать давление в забое скважины в реальном времени. Измерения давления бурового раствора в бурильной колонне или в скважине, близкие к уровню поверхности, часто являются слишком далеко удаленными от нижнего конца скважины для обеспечения точной основы для расчета или оценки действующего давления в забое скважины. С другой стороны, доступные в настоящее время скорости передачи данных являются слишком низкими для использования непосредственных данных давления в забое скважины, снятых телеметрическим датчиком определения параметров в процессе бурения, в качестве управляющего сигнала обратной связи в реальном времени. Таким образом, целью изобретения является создание системы и способа для бурения скважины в - 1 - 008422 подземной формации, обеспечивающих усовершенствованное управление давлением текучей среды в стволе скважины. Согласно изобретению создана система для бурения скважин в подземной формации, имеющей внутреннюю стенку, содержащая бурильную колонну, проходящую в скважину и образующую перепускной канал бурового раствора между бурильной колонной и внутренней стенкой скважины, выпускной канал бурового раствора, сообщенный с перепускным каналом бурового раствора, насосное средство для нагнетания бурового раствора по бурильной колонне в скважину и в выпускной канал бурового раствора через перепускной канал бурового раствора, средство противодавления для управления противодавлением бурового раствора, средство нагнетания текучей среды, содержащее впускной канал текучей среды, сообщающий впуск текучей среды с перепускным каналом бурового раствора, и датчик давления нагнетаемой текучей среды, предназначенный для создания сигнала давления в соответствии с давлением нагнетаемой текучей среды во впускном канале текучей среды, средство для управления средством противодавления, способное принимать сигнал давления и регулировать средство противодавления в зависимости от, по меньшей мере, сигнала давления. Изобретение также предоставляет способ бурения скважины в подземной формации, имеющей внутреннюю стенку, содержащий следующие этапы: размещение бурильной колонны в скважине и формирование перепускного канала бурового раствора между бурильной колонной и внутренней стенкой буровой скважины; нагнетание бурового раствора по бурильной колонне в скважину и через перепускной канал бурового раствора в выпускной канал бурового раствора, сообщенный с перепускным каналом бурового раствора; управление противодавлением бурового раствора посредством управления средством противодавления; нагнетание текучей среды из впуска текучей среды через впускной канал текучей среды в буровой раствор в перепускном канале бурового раствора; создание сигнала давления в соответствии с давлением нагнетаемой текучей среды во впускном канале текучей среды; управление средством противодавления посредством регулирования средства противодавления в зависимости по меньшей мере от сигнала давления. Давление нагнетаемой текучей среды во впускном канале текучей среды представляет относительно точный индикатор для давления бурового раствора в зазоре бурового раствора на глубине, где текучая среда нагнетается в интервал бурового раствора. Поэтому сигнал давления, выработанный датчиком давления текучей среды в любом месте впускного канала текучей среды, может быть использован подходящим образом, например, в качестве входного сигнала для управления средством противодавления для контроля давления бурового раствора в перепускном канале бурового раствора. При необходимости сигнал давления выборочно может быть скомпенсирован на вес столба нагнетаемой текучей среды и/или на динамические потери давления, возникающие в текучей среде между датчиком давления во впускном канале текучей среды и местом нагнетания в перепускной канал бурового раствора, например, для получения точного значения давления нагнетания в перепускном канале бурового раствора на глубине, где текучая среда нагнетается в зазор бурового раствора. В отличие от канала бурового раствора внутри бурильной колонны, впускной канал текучей среды предпочтительно может быть предназначен только для одной цели, которая заключается во впуске текучей среды для нагнетания в зазор бурового раствора. Таким образом, его гидростатическое и гидродинамическое взаимодействие с нагнетаемой текучей средой может точно определяться и поддерживаться неизменным во время работы для точного установления веса нагнетаемой текучей среды и динамических потерь давления во впускном канале. Изобретение применимо по меньшей мере для управления давлением во время бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, бурения с уравновешенным гидростатическим давлением, бурения с повышенным гидростатическим давлением или при операциях заканчивания скважины. Ясно, что изобретение может использовать только один датчик давления текучей среды или множество таких датчиков, если так требуется, например, размещенных в различных положениях. В публикации WO 02/084067 раскрыта буровая скважина, в которой зазор бурового раствора образован внутренним кольцевым пространством ствола скважины, а впускной канал текучей среды представляет собой внешнее кольцевое пространство для переноса текучей среды с поверхности на требуемую глубину нагнетания. Текучая среда нагнетается во внутреннее кольцевое пространство для динамического управления давлением циркуляции в стволе скважины, при этом высокая скорость нагнетания легкой текучей среды приводит к низкому давлению в забое скважины. В отличие от вышеизложенного настоящее изобретение использует средство противодавления для управления давлением в забое скважины, и давление нагнетания текучей среды используется для управления средством противодавления. Было обнаружено, что при управлении средством противодавления в ответ на давление нагнетания текучей среды давление в забое скважины является более точно контроли - 2 - 008422 руемым и более стабильным, чем при управлении давлением в забое скважины непосредственным регулированием скорости нагнетания текучей среды. Тем не менее, скорость нагнетания текучей среды может управляться согласованно с управлением средством противодавления. Это является конкретным преимуществом при запуске или прекращении циркуляции для того, чтобы избежать поддерживания скорости нагнетания текучей среды при нереальных значениях. В предпочтительном варианте осуществления перепад давлений бурового раствора в перепускном канале бурового раствора в нижней части ствола скважины, расположенной между точкой нагнетания текучей среды и забоем скважины, может быть рассчитан с использованием гидравлической модели, учитывающей, в числе прочего, геометрию скважины. Так как гидравлическая модель, посредством этого, используется только для расчета перепада давления на относительно небольшом участке скважины, ожидается, что точность должна быть намного лучшей, чем при перепаде давлений, который должен быть рассчитан на полной длине скважины. Для увеличения точности определения давления в забое скважины текучая среда предпочтительно нагнетается как можно ближе к забою скважины. Впускной канал текучей среды предпочтительно проходит к поверхности или вблизи нее, где бурильная колонна входит в буровую скважину, тем самым, обеспечивая возможность вырабатывать сигнал давления на. поверхности или близко к поверхности. Это является более удобным и, в частности, предусматривает более быстрый контроль сигнала давления, чем когда сигнал давления вырабатывался бы на большой глубине, ниже уровня поверхности. Нагнетаемой текучей средой может быть жидкость или газ. Предпочтительно, средство нагнетания текучей среды выполнено с возможностью нагнетать текучую среду, имеющую массовую плотность, меньшую, чем массовая плотность бурового раствора. Посредством нагнетания текучей среды меньшей плотности гидростатическая компонента давления забоя скважины уменьшается. Это предусматривает больший динамический диапазон управления для средства противодавления. Однако закачиваемая текучая среда предпочтительно представляет собой газ, в частности, инертный газ, например, такой как газообразный азот (N2). Динамические потери давления газа во впускном канале текучей среды по желанию могут учитываться, но предполагается, что их влияние на сигнал давления должно быть незначительным по сравнению с весом газового столба. Таким образом, давление газа, скомпенсированное на вес газового столба, для практических целей может быть принято почти равным давлению бурового раствора в зазоре бурового раствора на глубине нагнетания. Изобретение будет проиллюстрировано далее в качестве примера со ссылкой на сопроводительные чертежи, на которых изображено следующее: фиг. 1 изображает схему системы для бурения согласно варианту осуществления изобретения; фиг. 2 - схему скважины в системе в соответствии с изобретением; фиг. 3 - структурную схему системы контроля и управления давлением, используемой в варианте осуществления изобретения; фиг. 4 - функциональную схему работы системы контроля и управления давлением; фиг. 5 - схему системы для бурения согласно еще одному варианту осуществления изобретения; фиг. 6 - схему системы для бурения согласно еще одному другому варианту осуществления изобретения. На этих фигурах одинаковые элементы обозначены идентичными ссылочными номерами. На фиг. 1 показана система 100 для бурения скважины с поверхности, использующая настоящее изобретение. Понятно, что система для морского бурения также может использовать данное изобретение. Буровая система 100 состоит из буровой установки 102, которая используется для обеспечения буровых работ. Многие из компонентов, используемых в установке 102, такие как ведущая бурильная труба, приводные трубные ключи, скользящие клиновые плашки, буровые лебедки и другое оборудование не показаны для упрощения изображения. Установка 102 используется для проведения буровых и разведочных работ в пласте 104. Скважина 106 является частично пробуренной. Бурильная колонна 112 проходит в скважину 106, тем самым образуя кольцевое пространство между стенкой ствола скважины и бурильной колонной 112, и/или между необязательной обсадной колонной 101 скважины и бурильной колонной 112. Одной из функций бурильной колонны 112 является перемещение бурового раствора 150, использование которого желательно при операции бурения, к забою скважины и в кольцевое пространство скважины. Бурильная колонна 112 поддерживает оборудование 113 низа бурильной колонны, которое включает буровую коронку 120, забойный двигатель 118, узел 119 датчика, запорный клапан (не показан) для предотвращения обратного потока бурового раствора из кольцевого пространства в бурильную колонну. Узел 119 датчика, например, может быть предоставлен в виде комплекта датчиков для измерения забойных параметров во время бурения или для измерения забойных параметров при каротаже. В частности, он может включать измерительный преобразователь 116 давления для определения давления бурового раствора в кольцевом пространстве в забое скважины или вблизи него. Оборудование 113 в показанном варианте осуществления также включает узел 122 телеметрии, ко - 3 - 008422 торый может использоваться для передачи информации давления, информации при вышеуказанных измерениях в процессе бурения или каротажа, а также информации о бурении, которая должна приниматься на поверхности. Может быть использована память данных, включающая память данных давления для временного хранения собранных данных давления перед передачей информации. Буровой раствор 150 может храниться в резервуаре 136, который на фиг. 1 изображен в виде приемной емкости для бурового раствора. Резервуар 136 сообщен с насосным средством, в частности, с основным насосным средством, содержащим один или несколько буровых насосов 138, которые при работе, выкачивают буровой раствор 150 через трубопровод 140. Необязательный расходомер 152 может быть расположен последовательно с одним или несколькими буровыми насосами, как выше него по течению, так и ниже по течению. Трубопровод 140 присоединен к последнему трубному замку бурильной колонны 112. Во время работы буровой раствор 150 нагнетается вниз по бурильной колонне 112 и оборудованию 113 и проходит в буровую коронку 120, и перемещает выбуренную породу от коронки 120 и возвращает ее из глубины на поверхность в перепускной канал 115 бурового раствора, который обычно образован кольцевым пространством скважины. Буровой раствор 150 возвращается к поверхности и проходит через боковой выпуск, по выпускному каналу 124 бурового раствора и, необязательно, через различные уравнительные резервуары и телеметрические системы (не показаны). На фиг. 2 схематично показаны следующие детали конфигурации скважины, которые относятся к системе нагнетания текучей среды в буровой раствор, который содержится в перепускном канале бурового раствора. Впускной канал текучей среды предоставлен в виде внешнего кольцевого пространства 141. Внешнее кольцевое пространство 141 сообщает впуск 143 нагнетаемой текучей среды с перепускным каналом 115 бурового раствора, в зазор которого текучая среда может нагнетаться через точку 144 нагнетания. Соответственно, впуск 143 текучей среды размещен на поверхности. Средство ограничения переменного потока, такое как нагнетательный штуцер или нагнетательный клапан выборочно используется для отделения впускного канала 141 текучей среды от перепускного канала 115 бурового раствора. Посредством этого достигается то, что нагнетание текучей среды в буровой раствор может быть прервано при поддержании повышенного давления впускного канала текучей среды. Нагнетаемая текучая среда имеет меньшую плотность, чем плотность бурового раствора, для уменьшения гидростатического давления в области забоя скважины поблизости от буровой коронки 120 вследствие более низкого веса столба текучей среды, которая присутствует в перепускном канале 115. Текучая среда может представлять собой газ, которым может быть, например, газообразный азот. Датчик 156 давления нагнетаемой текучей среды, сообщенный с впускным каналом 141 текучей среды, используется для контроля давления текучей среды во впускном канале 144. Впускной канал 141 проходит к уровню поверхности в установке так, что датчик 156 давления может быть размещен на уровне поверхности, а данные давления, выработанные датчиком 156 давления, без задержки доступны на поверхности. Во время циркуляции бурового раствора 150 по бурильной колонне 112 и скважине 106, смесь бурового раствора 150, возможно содержащего выбуренную породу, и нагнетаемой текучей среды протекает через верхнюю часть 149 перепускного канала 115 вниз по течению от точки 144 нагнетания. После этого смесь перемещается к средству 131 противодавления. Герметичное изолирующее уплотнение используется для изоляции бурильной колонны и поддержания давления в кольцевом пространстве скважины. В варианте осуществления, показанном на фиг. 1, герметичное изолирующее уплотнение выполнено в виде вращающейся крышки на верхней части проти-вовыбросового превентора 142, и через уплотнение проходит бурильная колонна. Вращающаяся крышка формирует, когда она задействована, уплотнение вокруг бурильной колонны 112, изолирующее давление, но по-прежнему допускающее вращение и возвратно-поступательное движение бурильной колонны. В качестве альтернативы, может быть использован вращающийся противовыбросовый превентор. Уплотнение, изолирующее давление, может рассматриваться как часть системы противодавления. Как показано на фиг. 1, когда смесь возвращается к поверхности, она проходит через боковой выпуск ниже герметичного изолирующего уплотнения к средству противодавления, обеспечивающему регулируемое противодавление в смеси бурового раствора, содержащейся в перепускном канале 115. Средство противодавления содержит приспособление ограничения переменного потока, предпочтительно в виде износостойкого штуцера 130. Известно, что есть штуцеры, предназначенные для работы в буровом растворе 150, содержащем прочные буровые шламы и твердые фракции. Штуцер 130 является одним из штуцеров такого типа и дополнительно допускает работу при переменных давлениях, скоростях потока и на протяжении многочисленных рабочих циклов. Буровой раствор 150 выходит из штуцера 130 и протекает через необязательно имеющийся расходомер 126 для направления его через необязательно имеющийся дегазатор 1 и средство 129 отделения твердых фракций. Дегазатор 1 и средство 129 отделения твердых фракций предназначены для удаления избыточного газа и других загрязнений, в том числе выбуренной породы, из бурового раствора 150. После прохождения средства 129 отделения твердых фракций буровой раствор 150 возвращается в резерву - 4 - 008422 ар 136. Расходомер 126 может быть расходомером балансирного типа или другим расходомером высокого разрешения. Датчик 147 противодавления может быть выборочно предусмотрен в выпускном канале 124 бурового раствора выше по течению от приспособления ограничения переменного потока. Расходомер, подобный расходомеру 126, может быть размещен выше по течению от средства 131 противодавления, в дополнение к датчику 147 противодавления. Средство управления противодавлением включает систему 146 контроля давления в кольцевом пространстве, создающую управляющие сигналы, поступающие, по меньшей мере, в средство 131 противодавления, а также выборочно в систему нагнетания текучей среды и/или в основное насосное средство. Возможность обеспечивать регулируемое противодавление во время всей последовательности операций бурения и заканчивания скважины является значительным усовершенствованием по сравнению с традиционными буровыми системами, в частности, относительно систем для бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, где давление бурового раствора должно поддерживаться настолько низким, насколько допустимо в рабочем окне. В общих чертах, требуемое противодавление для получения желательного давления в забое скважины определяется посредством получения информации о существующем давлении бурового раствора в забое скважины поблизости от оборудования 113, указываемом как давление забоя скважины, сравнения информации с желательным давлением в забое скважины, и использования разницы между ними для определения заданного противодавления и управления средством противодавления для установки противодавления, близкого к заданному противодавлению. Давление закачиваемой текучей среды во впускном канале 141 преимущественно используется для получения информации, необходимой для определения текущего давления забоя скважины. До тех пор, пока текучая среда нагнетается в перепускной канал бурового раствора, давление текучей среды на глубине нагнетания может предполагаться равным давлению бурового раствора в точке 144 нагнетания. Таким образом, давление, которое определено датчиком 156 давления, преимущественно может быть использовано, чтобы вырабатывать сигнал давления для использования в качестве сигнала обратной связи для управления или регулирования системы противодавления. Отмечается, что изменение гидростатического давления в забое скважины, которое могло бы быть следствием возможного изменения в скорости нагнетания текучей среды, компенсируется в достаточно хорошем приближении вышеописанной управляемой регулировкой средства противодавления. Таким образом, при управлении средством противодавления в соответствии с изобретением, давление текучей среды в скважине почти не зависит от скорости нагнетания текучей среды. Один из возможных способов для использования сигнала давления, соответствующего давлению закачиваемой текучей среды, состоит в том, чтобы управлять системой противодавления для поддержания давления закачиваемой: текучей среды на некотором подходящем постоянном значении на всем протяжении операции бурения или заканчивания скважины. Точность увеличивается, когда точка 144 нагнетания находится поблизости от забоя буровой скважины. Когда точка 144 нагнетания не так близка к забою скважины, предпочтительно должна быть установлена абсолютная величина перепада давлений на части перепускного канала бурового раствора, проходящего между точкой 144 нагнетания и забоем буровой скважины. Для этого может быть использована гидравлическая модель, которая будет описана ниже. На фиг. 3 показана структурная схема возможной системы 146 контроля давления. Системные входные данные для этой системы 146 контроля давления включают давление 203 закачиваемой текучей среды, которое было измерено с помощью датчика 156 давления, и могут включать давление 202 в забое скважины, которое было измерено узлом 119 датчика, передано импульсным узлом 122 измерения параметров во время бурения (или другой телеметрической системой) и принято оборудованием измерительного преобразователя (не показано) на поверхности. Другие системные входные данные включают давление 200 насоса, скорость 204 входного потока по расходомеру 152 или по ходу поршня бурового насоса, скомпенсированную по эффективности, скорость проходки и скорость вращения колонны, а также и нагрузку на коронку и вращающий момент на коронке, которые могут передаваться из оборудования 113 с глубины в кольцевое пространство в виде импульса давления. Обратный поток, выборочно, измеряется с использованием расходомера 126, если предусмотрено. Сигналы, представляющие входные данные, передаются в узел 230 управления, который состоит из блока 232 управления буровой установки, одной или нескольких станций 234 оператора бурения, процессора 236 динамического управления давлением в кольцевом пространстве и программируемого логического контроллера (ПЛК) 238 противодавления, которые соединены общей сетью передачи данных или магистральной шиной 240 промышленного типа. В частности, узел 230 управления выполнен с возможностью принимать и накапливать данные и делать данные доступными через общую сеть передачи данных или магистральную шину 240 промышленного типа для DAPC-процессора 236. DAPC-процессор 236, соответственно, может быть основанной на персональном компьютере SCADA-системой (диспетчерского управления и сбора данных), выполняющей гидравлическую модель - 5 - 008422 и соединенной с контроллером 238. DAPC-процессор 236 выполняет три функции, контроль состояния давления скважины во время буровых работ, прогнозирование реакции скважины на непрерывное бурение и выдачу команд в контроллер противодавления для управления средством 131 противодавления. Кроме того, команды также могут выдаваться в одно или более основных насосных средств 138 и систему нагнетания текучей среды. Специальная логика, связанная с DAPC-процессором 236, далее будет обсуждена дополнительно. Схематичная модель функциональных возможностей DAPC-системы 146 контроля давления показана на фиг. 4. DAPC-процессор 236 включает в себя возможности программирования для выполнения функции управления и функции калибровки модели в реальном времени. DAPC-процессор принимает входные данные из различных источников и непрерывно рассчитывает в реальном времени правильное заданное значение противодавления для достижения желательного давления в забое скважины. Затем заданное значение пересылается в программируемый логический контроллер 238, который вырабатывает управляющие сигналы для управления средством 131 противодавления. Давление 263 в кольцевом пространстве на глубине нагнетания закачиваемой текучей среды определяется модулем 259 управления с использованием некоторых фиксированных параметров 250, в том числе глубины точки 144 нагнетания, и некоторых фиксированных данных 255 о закачиваемой текучей среде, таких как масса текучей среды, и некоторые переменные данные 257 о нагнетании закачиваемой текучей среды, включая, по меньшей мере, сигнал 203 давления, выработанный датчиком 156 давления и выборочно данные, такие как скорость нагнетания закачиваемой текучей среды. Впускной канал 141 закачиваемой текучей среды проходит к уровню поверхности в установке так, что данные, выработанные датчиком 156 давления, без задержки доступны в качестве входного сигнала для системы управления противодавлением. Когда N2, или другой подходящий газ, используется в качестве нагнетаемой текучей среды, предполагается, что давление в перепускном канале 115 на глубине нагнетания может быть равным давлению закачиваемой текучей среды на поверхности, скомпенсированному на вес столба закачиваемой текучей среды. Когда используется жидкость при любой заметной скорости нагнетания, динамические потери давления также должны быть учтены. Перепад 262 давлений над нижней частью кольцевого пространства, проходящей между точкой 144 нагнетания и областью забоя скважины, добавляется к давлению 263 в точке 144 нагнетания. Входные параметры для определения этого перепада давлений делятся на три основные группы. Первой группой являются относительно постоянные параметры 250, включающие такие параметры как геометрия скважины, бурильной колонны, обсадной колонны, диаметры сопел буровой коронки и траектория скважины. Тогда как очевидно, что действительная траектория скважины может отклоняться от запланированной траектории, отклонение может быть учтено коррекцией запланированной траектории. Также в эту группу параметров входят температурный профиль текучей среды в кольцевом пространстве и состав текучей среды. Как и геометрические параметры, они в целом известны и не изменяются быстро по ходу буровых работ. В частности, с DAPC-системой, одна из целей состоит в сохранении плотности и состава бурового раствора 150 относительно постоянным с использованием противодавления для обеспечения дополнительного давления для управления давлением в кольцевом пространстве. Второй группой параметров 252 являются параметры, быстро меняющиеся по природе, которые считываются и регистрируются в реальном времени. Система сбора данных установки предоставляет эту информацию через общую сеть 240 данных DAPC-процессору 236. Эта информация включает данные 203 давления закачиваемой текучей среды, выработанные датчиком 156 давления, данные скорости потока, предоставленные обоими расходомерами 152 и 126, и/или измерением хода поршня насоса, соответственно, скорости проходки бурильной колонны или скорости вращения бурильной колонны, глубины коронки и глубины скважины, все последние являются получаемыми из непосредственных измерений датчика установки. Показанные на фиг. 4 данные 254 давления в забое скважины предоставляются чувствительным к давлению инструментом 116, выборочно, через память 205 данных давления, расположенную в оборудовании 113 низа бурильной колонны. Данные, собранные этим инструментом, передаются на поверхность скважинным узлом 122 телеметрии. Принимается во внимание, что большинство из современных телеметрических систем имеет ограниченную пропускную способность и/или скорость передачи данных. Поэтому измеренные данные давления могут быть приняты на поверхности с некоторой задержкой. Другими входными параметрами системы являются желательное заданное значение для давления 256 в забое скважины и глубина, на которой это заданное значение должно поддерживаться. Эта информация обычно предоставляется оператором. Модуль 258 управления рассчитывает давление в кольцевом пространстве над нижней частью ствола скважины, проходящей между точкой 144 нагнетания и забоем скважины, с использованием различных моделей. Перепад давлений в стволе скважины является функцией не только статического давления или веса значимого столба текучей среды в скважине, но также включает потери давления, вызванные бурильными операциями, в том числе, вытеснением текучей среды бурильной колонной, фрикционными потерями давления, вызванными движением текучей среды в кольцевом пространстве, и другими факто - 6 - 008422 рами. Для того, чтобы рассчитать давление в скважине, модуль 258 управления рассматривает значимую часть скважины как конечное число элементов, каждый из которых приписан к значимому участку длины ствола скважины. В каждом из этих элементов рассчитывается динамическое давление и вес текучей среды и используется для определения перепада 262 давления для участка. Участки суммируются, и определяется перепад давлений для, по меньшей мере, нижнего конца профиля скважины. Известно, что скорость текучей среды в стволе скважины пропорциональна скорости потока текучей среды 150, закачиваемой в забой скважины, плюс потока текучей среды из пласта 104 ниже точки 144 нагнетания, что является значимым для условий пониженного гидростатического давления в скважине. Измерение закачиваемого потока и оценка текучей среды из пласта 104 используются, чтобы рассчитать общий поток через буровую скважину и соответствующие динамические потери давления. Расчет выполняется для последовательности участков скважины, учитывая сжимаемость текучей среды, предполагаемую загрузку выбуренной породой и тепловое расширение текучей среды для заданного участка, которое связано с температурным профилем для такого участка скважины. Вязкость текучей среды при температурном профиле для участка также является инструментом при определении динамических потерь давления для участка. Состав текучей среды также рассматривается при определении сжимаемости и коэффициента теплового расширения. Продвижение бурильной колонны, в частности, ее скорость проходки связана с давлениями пульсации и проходного поршня, возникающими во время операций бурения, так как бурильная колонна продвигается в скважину или из нее. Вращение бурильной колонны также используется для определения динамических потерь давления, так как оно создает силу трения между текучей средой в кольцевом пространстве и бурильной колонной. Глубина коронки, глубина скважины и геометрия скважины/колонны - все используются для создания моделируемых участков скважины. Для того, чтобы рассчитать вес бурового раствора, содержащегося в скважине, предпочтительный вариант осуществления рассматривает не только гидростатическое давление, оказываемое буровым раствором 150, но также и его сжатие, тепловое расширение и загрузку выбуренной породой, наблюдаемые во время работ. Все из этих факторов входят в расчет "статического давления". Динамическое давление рассматривает многие из вышеупомянутых факторов при определении статического давления. Однако оно дополнительно рассматривает некоторые другие факторы. Среди них -понятие ламинарного потока в сравнении с турбулентным потоком. Характеристики потока являются функцией оцененной шероховатости, геометрии скважины и колонны, а также скорости потока, плотности и вязкости текучей среды. Вышеприведенное включает эксцентриситет скважины и характерную геометрию бурильной трубы (высадки замковой муфты/резьбовой соединительной части), которые воздействуют на скорость потока, наблюдаемого в кольцевом пространстве. Расчет динамического давления дополнительно учитывает накопление выбуренных пород в забое скважины, влияние продвижения колонны (осевого перемещения и вращения) на динамическое давление текучей среды. Перепад давлений для всего кольцевого пространства определяется в соответствии с приведенным выше и сравнивается с давлением 256 заданного значения в модуле 264 управления. Затем определяется желательное противодавление 266 и пересылается в программируемый логический контроллер 238, который вырабатывает сигналы управления противодавлением. В вышеприведенном обсуждении о том, каким образом в целом рассчитывается противодавление, использовалось несколько параметров забоя скважины, в том числе давление в забое скважины и оценки вязкости и плотности текучей среды. Эти параметры могут быть определены в забое скважины, например, с использованием узла 119 датчика, и переданы из глубины в верхнюю часть столба бурового раствора с использованием импульсов давления, которые распространяются до поверхности приблизительно со скоростью звука, например, посредством узла 122 телеметрической системы. Скорость распространения и ограниченная ширина полосы пропускания таких систем обычно вызывают задержку между измерением данных в забое скважины и приемом данных на поверхности. Эта задержка может колебаться в пределах от нескольких секунд до нескольких минут. Следовательно, измерения давления в забое скважины зачастую не могут быть входными данными для DAPC-модели на основе реального времени. Таким образом, будет принято во внимание, что, вероятно, должна быть разница между измеренным давлением в забое скважины, когда оно передано по направлению к поверхности, и вычисленным заранее давлением в забое скважины для такой глубины, в тот момент, когда данные принимаются на поверхности. По этим соображениям данные давления в забое скважины предпочтительно снабжаются метками времени или снабжаются метками глубины, чтобы предоставить системе управления возможность синхронизировать принятые данные давления со статистическими прогнозами давления, сохраненными в памяти. На основе синхронизированных статистических данных, DAPC-система использует регрессивный метод, чтобы вычислять регулировки для некоторых входных параметров для получения наилучшей корреляции между прогнозами и измерениями давления в забое скважины. Корректировки для входных параметров могут быть сделаны посредством изменения любого из доступных переменных входных параметров. В предпочтительном варианте осуществления модифицируются только плотность и вязкость текучей среды для корректировки прогнозируемого давления в забое скважины. Кроме того, в настоящем варианте осуществления, действительное измерение давления в забое скважины используется только для - 7 - 008422 калибровки вычисленного давления в забое скважины. Оно не используется непосредственно для установки заданного значения противодавления. Фиг. 5 показывает альтернативный вариант осуществления системы для бурения, использующей изобретение. В дополнение к элементам, уже показанным и описанным со ссылкой на вариант осуществления, показанный на фиг. 1-4, система по фиг. 5 включает средство 131 противодавления, которое снабжено средством создания давления, показанного здесь в виде насоса 128 противодавления, находящемся в параллельном сообщении с перепускным каналом 115 бурового раствора и штуцером 130 для создания давления бурового раствора в выпускном канале 124 бурового раствора, выше по течению от ограничительного приспособления 130 потока. Сторона низкого давления насоса 128 присоединена через трубопровод 119 ко впуску бурового раствора, который может быть сообщен с резервуаром 136. Запорный клапан 125 может быть предусмотрен в трубопроводе 119 для изоляции насоса 128 от впуска бурового раствора. Выборочно может быть предусмотрен клапан 123 для избирательной изоляции насоса 128 от системы выпуска бурового раствора. Насос 128 противодавления может быть приведен в действие для обеспечения прохождения достаточного потока для того, чтобы штуцер 130 был способен поддерживать противодавление, даже когда есть незначительный поток, входящий из перепускного канала 115 для поддержания давления на штуцере 130. Однако при бурении при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины часто может быть достаточным увеличить вес текучей среды, содержащейся в верхней части 149 кольцевого пространства, посредством уменьшения скорости нагнетания закачиваемой текучей среды, когда скорость циркуляции бурового раствора 150 через бурильную колонну 112 уменьшается или прекращается. Средство управления противодавлением в этом варианте осуществления может вырабатывать управляющие сигналы для системы противодавления, соответствующим образом настраивая не только регулируемый штуцер 130, но также и насос 128 противодавления и/или клапан 123. Фиг. 6 показывает еще один другой вариант осуществления системы для бурения, в которой, дополнительно к элементам по фиг. 5, резервуар бурового раствора содержит доливочный резервуар 2 в дополнение к приемной емкости для бурового раствора. Доливочный резервуар обычно используется в установке для контроля прибавления и потери текучей среды во время спускоподъемных операций. Отмечается, что доливочный резервуар мог бы не использоваться при бурении, использующем систему многофазной текучей среды, такую как описанная выше, с привлечением нагнетания газа в обратный поток бурового раствора, поскольку скважина часто может оставаться заполненной, или уровень бурового раствора в скважине падает, когда давление нагнетаемого газа уменьшается. Однако в настоящем варианте осуществления поддерживаются функциональные возможности доливочного резервуара, например, для случаев, когда буровой раствор высокой плотности нагнетается в скважины высокого давления. Коллектор клапанов предусмотрен ниже по течению средства 131 противодавления для обеспечения возможности выбора резервуара, в который направляется буровой раствор, возвращающийся из ствола скважины. В варианте осуществления по фиг. 5 коллектор клапанов содержит двунаправленный клапан, обеспечивающий возможность возврата бурового раствора из скважины или направления в приемную емкость 136 для бурового раствора или в доливочный резервуар 2. Насос 128 противодавления и клапан 123 могут быть выборочно использованы в данном варианте осуществления. Коллектор клапанов также может включать двунаправленный клапан 125 для подачи бурового раствора 150 из резервуара 136 через трубопровод 119А или из резервуара 2 через трубопровод 119В к насосу 128 противодавления, выборочно расположенному в параллельном сообщении с перепускным каналом 115 бурового раствора и штуцером 130. При функционировании клапан 125 выбирает трубопровод 119А или трубопровод 119В, а насос 128 противодавления приводится в действие для обеспечения гарантии прохождения достаточного потока для того, чтобы штуцер был способен поддерживать противодавление, даже когда отсутствует поток, поступающий из перепускного канала 115. В вариантах осуществления, показанных и/или описанных выше, впускной канал закачиваемой текучей среды представляет собой внешнее кольцевое пространство. Впускной канал закачиваемой текучей среды также может быть представлен в другом виде, например, посредством трубопроводной системы нагнетания газа. Этот необязательный вариант является особенно предпочтительным, когда внешнее кольцевое пространство не доступно для нагнетания текучей среды. Но, что более важно, этот необязательный вариант предусматривает точку 144 нагнетания закачиваемой текучей среды, размещенную очень близко к забою скважины для обеспечения того, чтобы давление закачиваемой текучей среды во впускном канале давало точный параметр в качестве начальной точки для установления точного значения, соответствующего давлению забоя скважины. Тем не менее, комплект электромагнитных датчиков, применяемых при измерении параметров в процессе бурения, может быть использован для считывания давления, для использования таким же образом, как описанный выше, чтобы калибровать гидравлическую модель. - 8 - 008422 ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Система для бурения скважины в подземной формации, имеющей внутреннюю стенку, содержащая бурильную колонну, проходящую в буровую скважину и образующую перепускной канал бурового раствора между бурильной колонной и внутренней стенкой буровой скважины, выпускной канал бурового раствора, сообщенный с перепускным каналом бурового раствора, насосное средство для нагнетания бурового раствора по бурильной колонне в скважину и в выпускной канал бурового раствора через перепускной канал бурового раствора, средство противодавления для управления противодавлением бурового раствора, средство для нагнетания текучей среды, содержащее впускной канал текучей среды, сообщающий впуск текучей среды с перепускным каналом бурового раствора, и датчик давления нагнетаемой текучей среды, предназначенный для создания сигнала давления в соответствии с давлением нагнетаемой текучей среды во впускном канале текучей среды, средство для управления средством противодавления, способное принимать сигнал давления и регулировать средство противодавления в зависимости, по меньшей мере, от сигнала давления. 2. Система по п.1, в которой бурильная колонна проходит в скважину с поверхности и датчик давления накачиваемой текучей среды расположен на или вблизи поверхности. 3. Система по п.1 или 2, в которой средство противодавления приспособлено управлять выпуском бурового раствора из перепускного канала бурового раствора. 4. Система по любому из пп.1-3, в которой средство противодавления содержит ограничительное приспособление переменного потока, расположенное на пути потока бурового раствора, ниже по течению от точки, где впускной канал нагнетаемой текучей среды соединяется с перепускным каналом бурового раствора. 5. Система по любому из предыдущих пунктов, в которой средство нагнетания текучей среды способно нагнетать текучую среду, имеющую массовую плотность, отличную от массовой плотности бурового раствора, предпочтительно меньшую, чем массовая плотность бурового раствора. 6. Система по любому из предыдущих пунктов, в которой средство управления противодавлением содержит программируемую систему контроля и управления давлением, приспособленную рассчитывать прогнозируемое давление в забое скважины с использованием модели и, тем самым, с использованием, по меньшей мере, сигнала давления, сравнивать прогнозированное давление в забое скважины с желательным давлением в забое скважины и использовать разность между рассчитанным и желательным давлением для управления средством противодавления бурового раствора. 7. Система по п.6, которая содержит оборудование низа бурильной колонны, расположенное на нижнем конце бурильной колонны и содержащее скважинный датчик и скважинную телеметрическую систему для передачи данных, включающих данные скважинного датчика, представляющие, по меньшей мере, данные давления в забое скважины, телеметрическую систему, расположенную на поверхности для приема данных скважинного датчика, при этом программируемая система контроля и управления давлением приспособлена сравнивать прогнозированное давление в забое скважины с данными скважинного датчика. 8. Способ бурения скважины в подземной формации, имеющей внутреннюю стенку, содержащий следующие этапы: размещение бурильной колонны в скважине и формирование перепускного канала бурового раствора между бурильной колонной и внутренней стенкой скважины; нагнетание бурового раствора по бурильной колонне в скважину и через перепускной канал бурового раствора в выпускной канал бурового раствора, сообщенный с перепускным каналом бурового раствора; управление противодавлением бурового раствора посредством управления средством противодавления; нагнетание текучей среды из впуска текучей среды через впускной канал текучей среды в буровой раствор в перепускном канале бурового раствора; создание сигнала давления в соответствии с давлением нагнетаемой текучей среды во впускном канале текучей среды; управление средством противодавления посредством регулирования средства противодавления в зависимости, по меньшей мере, от сигнала давления. - 9 - 008422 Фиг. 2 - 10 - 008422 234- 230^ 240, ¦146 Станция оператора 232- Магистральная шина CCS Блок управления AAA А Узел управления буровым насосам Скорость вращения "олонны + нагрузка на буров)" коронку ^236 DAPC - узел Противодавление ПК: Гидродинамическая модель SCADA ПЛК: Узел управления и взаимоблокировок 233 память данных давления 1 Давление опо кольцевого зазора Фиг. 3 257 Оперативные данные о нагнетаемой текучей среде 250 Постоянные параметры скважины (константы) Постоянные данные о нагнетаемой текучей среде -258 252 Данные датчика установки (а реальном времени) 256 254 Заданное значение давления в забое скважины Гидродинамическая модель Оценка плотности И бЫСТрОГМ Измерения PWD (задержанные, периодические) Измерительное преобразование данных давления 262 Перепад давления в нижней части кольцевого пространства 263 -255 -259 236 Давление в точке нагнетания -238 Модуль калибровки и управления в реальном времени 266 _J__ Желательное лротиводавление В ПЛК/коллектор 264 Фиг. 4 - 11 - 008422 Фиг. 6 Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2/6 - 12 - 
|
