Способ для бурения через пласты, содержащие нежелательные углеводороды



Способ для бурения через пласты, содержащие нежелательные углеводороды
Способ для бурения через пласты, содержащие нежелательные углеводороды
Способ для бурения через пласты, содержащие нежелательные углеводороды

 


Владельцы патента RU 2519319:

ПРЭД РИСЕРЧ ЭНД ДИВЕЛОПМЕНТ ЛИМИТЕД (VG)

Изобретение относится к области бурения скважин через подземные пласты, содержащие ограниченный объем углеводородов. Способ включает определение поступления углеводородов в ствол скважины, определение уменьшения скорости поступления углеводорода, переключение регулирования выпуска из ствола скважины для поддержания выбранного давления в стволе скважины на регулирование скорости выпуска флюида из ствола скважины для обеспечения его постоянной скорости, если она уменьшается, возврат регулирования выпуска из ствола скважины для поддержания выбранного давления, когда поступление углеводорода в ствол скважины находится на приемлемом уровне. Повышается эффективность бурения через пласт с ограниченным объемом углеводородов. 4 з.п.ф-лы, 3 ил.

 

Предпосылки создания изобретения

Область изобретения

[1] Изобретение относится к области бурения скважин через подземные пласты. Более конкретно, изобретение относится к способам для безопасного бурения скважин через горные породы, содержащие ограниченный объем углеводородов, с использованием динамических систем регулирования давления в кольцевом пространстве.

Предпосылки создания изобретения

[2] Система и способы бурения, используемые с настоящим изобретением, описаны в патенте США 7395878, выданном Рейтсму и др. и включенном в настоящую заявку посредством ссылки. В процессе бурения, особенно в определенных шельфовых породах, встречаются пласты, содержащие небольшие количества углеводородов («пласты с нежелательными углеводородами»). Первоначально такие пласты, содержащие углеводороды, могут иметь давление углеводорода в поровых пространствах, которое превышает гидростатическое давление флюида в скважине. Однако по мере поступления углеводорода в скважину такие пласты теряют давление относительно быстро, поскольку распространение их горизонта является ограниченным. Бурение через такой пласт с нежелательным углеводородом требует применения оптимального способа с целью сокращения объема и давления углеводорода до приемлемых уровней для безопасного продолжения бурения, поскольку такие зоны нежелательного углеводорода, в типичном случае, быстро истощаются в результате выпуска углеводородов в ствол скважины. Поэтому нежелательно увеличивать плотность бурового раствора или использовать так называемый «метод бурильщика» регулирования давления в стволе скважины, который требует, чтобы давление в напорной линии (т.е. давление бурового раствора при его накачке в бурильную колонну) оставалось постоянным. Приведенные выше утверждения также применимы к бурению скважин, содержащих углеводород, «с отрицательным дифференциальным давлением», где гидростатическое (и гидродинамическое) давление флюида в стволе скважины поддерживается ниже давления углеводородного флюида в поровых пространствах содержащих углеводород горных пород.

[3] Существует потребность в более эффективном способе для бурения через пласт с нежелательным углеводородом и/или бурения с отрицательным дифференциальным давлением.

Сущность изобретения

[4] Способ регулирования поступления углеводорода в ствол скважины из подземного пласта в соответствии с одним аспектом изобретения содержит стадии: определение, поступает ли углеводород в ствол скважины. Если скорость поступления углеводорода в ствол скважины уменьшается, тогда установленное регулирование выпуска из ствола скважины переключается от поддержания выбранного давления в стволе скважины к регулированию скорости выпуска флюида из ствола скважины для обеспечения по существу постоянной скорости выпуска, если скорость поступления углеводорода уменьшается. Регулирование выпуска из ствола скважины возвращается к поддержанию выбранного давления в стволе скважины, когда углеводород прекращает поступать в ствол скважины.

[5] Другие аспекты и преимущества изобретения станут очевидными из последующего описания и прилагаемой формулы изобретения.

Краткое описание чертежей

[6] Фиг.1 изображает вариант системы бурения, использующей динамическое регулирование давления в кольцевом пространстве.

[7] Фиг.2 - систему бурения, использующую альтернативный вариант реализации регулирования давления в кольцевом пространстве.

[8] Фиг.3 - блок-схему способа в соответствии с изобретением.

Подробное описание изобретения

[9] Фиг.1 - это схематический вид системы бурения в стволе скважины, содержащий один из вариантов реализации системы динамического регулирования давления в кольцевом пространстве, которая может использоваться с определенными вариантами изобретения. Одна из таких систем описана в патенте США № 7395878, выданном Рейтсму и др. и включенном в настоящую заявку посредством ссылки. Различные контроллеры, такие как программируемые логические контроллеры, могут использоваться для автоматического управления различными узлами, описанными ниже, в ответ на измерения от различных описанных здесь датчиков, и такие контроллеры также описаны в патенте № 7395878. С целью обеспечения ясности чертежей такие узлы здесь не показаны.

[10] Специалистам в рассматриваемой области техники понятно, что наземная или шельфовая система бурения может содержать систему динамического регулирования давления в кольцевом пространстве, как показано на фиг.1, с использованием способов в соответствии с изобретением. Показана система бурения 100, включающая буровую установку 102, которая используется для обеспечения бурильных работ. Многие узлы, используемые на буровой установке 102, такие как ведущая труба, приводные ключи, плашки для захвата труб, буровая лебедка и другое оборудование не показаны отдельно с целью обеспечения ясности чертежей. Буровая установка 102 применяется для поддержки бурильной колонны 112, используемой для бурения ствола скважины 106 через пласт такой, как показанный в виде пласта 104. Как показано на фиг.1, ствол скважины 106 уже частично пробурен, и защитная труба или обсадная колонна 108 уже установлена на место и зацементирована 109 по месту в части пробуренного участка ствола скважины 106. В настоящем варианте реализации изобретения механизм отключения обсадной колонны или забойный клапан 110 выборочно устанавливается в колонну 108 для отключения кольцевого пространства и фактически действует как клапан для отключения необсаженного участка ствола скважины 106 (части буровой скважины ниже днища обсадной колонны 108), когда буровое долото 120 на нижнем конце бурильной колонны 112 располагается над клапаном 110.

[11] Бурильная колонна 112 служит опорой для компоновки низа бурильной колонны (КНБК) 113, который может включать буровое долото 120, необязательный турбобур 118, необязательный комплект 119 датчиков для измерений во время бурения и каротажа во время бурения, который предпочтительно включает датчик давления 116 для определения давления в кольцевом пространстве ствола скважины 106, т.е. давления флюида в кольцевом пространстве 115 между бурильной колонной 112 и стенкой ствола скважины 106. Бурильная колонна 112 может включать обратный клапан (не показан) для предотвращения обратного потока флюида из кольцевого пространства 115 во внутреннюю часть бурильной колонны 112 в случае возникновения давления на поверхности ствола скважины, заставляющего давление в стволе скважины превысить давление флюида внутри бурильной колонны 112. Комплект 119 предпочтительно включает телеметрический комплекс 122, который используется для передачи данных давления, данных датчиков и также информации в отношении процесса бурения, принимаемых на поверхности. Хотя фиг.1 иллюстрирует КНБК 113, использующую модуляционную телеметрическую систему для контроля давления бурового раствора, специалистам в рассматриваемой области техники понятно, что с настоящим изобретением можно использовать и другие телеметрические системы, такие как радиочастотные, электромагнитные или передающие системы бурильной колонны.

[12] Процесс бурения требует использования бурового раствора 150, который в типичном случае хранится в резервуаре 136. Резервуар 136 находится в гидравлической связи с одним или с большим числом буровых насосов буровой установки 138, которые прокачивают буровой раствор 150 через трубопровод 140. Трубопровод 140 соединен с самым верхним участком или «секцией» бурильной колонны 112, которая проходит через вращающееся устьевое оборудование или «вращающийся блок превенторов» 142. Вращающийся блок превенторов 142 при его активации заставляет эластомерные уплотняющие элементы сферической формы поворачиваться вверх, смыкаясь вокруг бурильной колонны 112 и изолируя давление флюида в кольцевом пространстве, и, в то же время, допуская вращение бурильной колонны. Доступные в продаже вращающиеся блоки превенторов, такие как те, что производятся компанией National Oilwell Varco, расположенной по адресу: 10000 Richmond Avenue, Houston, Texas 77042, способны изолировать давления в кольцевом пространстве величиной до 10000 фунтов на квадратный дюйм (68947,6 кПа). Флюид 150 прокачивается вниз через внутренний канал в бурильной колонне 112 и КНБК 113 и выходит через форсунки или насадки в буровое долото 120, где флюид 150 перемещает выбуренную породу по кругу от долота 120 и возвращает обломки породы вверх через кольцевое пространство 115 между бурильной колонной 112 и стволом скважины 106 и через кольцевое пространство, образованное между обсадной колонной 108 и бурильной колонной 112. Флюид 150 в конечном итоге возвращается на поверхность земли и направляется вращающимся блоком превенторов 142 в отводное устройство 117, трубопровод 124 и различные уравнительные баки и телеметрические приемные системы (не показаны отдельно).

[13] В дальнейшем флюид 150 поступает в устройство, которое, в общем случае, упоминается здесь как система противодавления, которая может состоять из штуцера 130, клапана 123 и трубопроводов насоса, а также опционального насоса, как показано в позиции 128. Флюид 150 поступает в систему противодавления через трубопровод 124, штуцер 130 (см. пояснения ниже) и через необязательный расходомер 126.

[14] Возвращенный флюид 150 протекает через износостойкий штуцер с регулируемой диафрагмой 130. Специалистам в рассматриваемой области техники понятно, что существуют штуцеры, сконструированные для работы в условиях окружающей среды, где буровой раствор 150 содержит прочные обломки породы и другие твердые вещества. Штуцер 130 предпочтительно относится к такому типу и также может эксплуатироваться при изменяющихся давлениях, регулируемых отверстиях или диафрагмах и на протяжении многих рабочих циклов. Флюид 150 поступает в штуцер 130 и протекает через расходомер 126 (если он используется) и клапан 5. Затем флюид 150 может подвергаться обработке за счет необязательного дегазатора 1 и комплекта из фильтров и стенда с виброситом 129, сконструированного для удаления загрязняющих веществ, включая обломки породы, из флюида 150. Затем флюид 150 возвращается в резервуар 136.

[15] Перед трехходовым клапаном 125 может быть расположен циркуляционный контур 119b для подачи флюида 150 непосредственно на впуск насоса 128 противодавления. Как альтернатива, может быть предусмотрен впуск насоса 128 противодавления с флюидом из резервуара через трубопровод 119a, который находится в гидравлической связи с доливным резервуаром (не показан). Доливной резервуар обычно используется на буровой установке для текущего контроля поступлений и потерь бурового раствора во время спусковых и подъемных операций (извлечения или опускания всей бурильной колонны или ее значительной части относительно ствола скважины). Выполняемые функции доливного резервуара в изобретении предпочтительно сохраняются. Трехходовой клапан 125 может использоваться для выбора циркуляционного контура 119b, трубопровода 119a или для отключения системы противодавления. Поскольку насос 128 противодавления способен использовать возвращенный флюид для создания противодавления за счет выбора циркуляционного контура 119b, специалистам в рассматриваемой области техники понятно, что возвращенный флюид может содержать загрязняющие вещества, которые могут оказаться не удаленными за счет стенда фильтров/вибросита 129. В таком случае износ насоса 128 противодавления может возрастать. Поэтому предпочтительная подача флюида для насоса 128 противодавления представляет собой трубопровод 119a для обеспечения подачи регенерированного флюида на впуск насоса 128 противодавления.

[16] В процессе эксплуатации трехходовой клапан 125 может выбирать возможность подключения трубопровода 119a или трубопроводного контура 119b, а насос 128 противодавления может подключаться для обеспечения пропускания достаточного количества флюида через верхнюю по ходу потока часть штуцера 130 для того, чтобы обеспечивать сохранение противодавления в кольцевом пространстве 115, даже в случае, когда отсутствует поток бурового раствора, поступающего в кольцевое пространство 115. В настоящем варианте реализации изобретения насос 128 противодавления способен обеспечить давление приблизительно до 2200 фунтов на кв. дюйм (15168,5 кПа); хотя на усмотрение разработчика системы могут быть выбраны насосы, способные обеспечивать более высокое давление.

[17] Способность обеспечивать противодавление - это существенное улучшение по отношению к обычным системам регулирования потока флюида. Давление в любом осевом положении в кольцевом пространстве 115, обеспечиваемое флюидом, является функцией плотности и фактической глубины скважины по вертикали в осевом положении, и, в общем случае, приблизительно представляет собой линейную функцию. Присадки, добавляемые к флюиду в резервуаре 136, могут прокачиваться в забой скважины для постепенного изменения градиента, приложенного к флюиду 150.

[18] Система может включать расходомер 152 в трубопроводе 100 для измерения количества флюида, перекачанного в кольцевое пространство 115. Специалистам в рассматриваемой области техники понятно, что за счет осуществления текущего контроля расходомеров 126, 152, и, таким образом, объема, прокачиваемого насосом 128 противодавления, можно определить количество флюида 150, теряемого в пласте, или, наоборот, количество пластового флюида, поступающего в ствол скважины 106. Также в систему включено техническое обеспечение для текущего контроля условий давления в стволе скважины и прогнозирования характеристик давления в стволе скважины 106 и кольцевом пространстве 115.

[19] Фиг.2 показывает альтернативный вариант реализации системы динамического регулирования давления в кольцевом пространстве. В этом варианте реализации изобретения не требуется насос противодавления для поддержания достаточного потока через штуцер, когда по любой причине необходимо отключить поток через ствол скважины. В этом варианте реализации изобретения в трубопроводе 140 ниже по ходу потока относительно буровых насосов буровой установки 138 размещается дополнительный трехходовой клапан 6. Этот дополнительный трехходовой клапан 6 позволяет флюиду от буровых насосов буровой установки 138 быть полностью перенаправленным из трубопровода 140 в трубопровод 7, таким образом перенаправляя поток от буровых насосов буровой установки 138, который в противном случае поступил бы во внутренний канал бурильной колонны 112 в нагнетательную линию 124 (и, таким образом, приложил бы давление к кольцевому пространству 115). За счет поддерживающего действия буровых насосов буровой установки 138 и, в конечном итоге, перенаправления выхода насосов 138 в кольцевое пространство 115 через штуцер 130 обеспечивается достаточный поток для регулирования противодавления в кольцевом пространстве.

[20] Специалистам в рассматриваемой области техники понятно, что любой вариант реализации системы и способа в соответствии с изобретением будет, в типичном случае, включать измерительный прибор или датчик 146 (фиг.1 и 2), который измеряет уровень флюида в баке или резервуаре 136. Измеренный уровень флюида в баке или резервуаре - это входной сигнал для способа в соответствии с изобретением. В общем случае способы в соответствии с изобретением используют увеличение объема бака 136 и/или абсолютный объем бака 136 в качестве обратной связи для управления штуцером 130, чтобы допустить поступление установленного объема углеводорода в скважину с учетом других факторов, таких как устьевое давление и/или прочность башмака обсадной колонны.

[21] При бурении через так называемый пласт с «нежелательными» углеводородами давление флюида в пласте находится на максимуме, когда поступление флюида в ствол скважины 106 происходит впервые, но, по мере поступления углеводорода в ствол скважины 106, пластовое давление и поток углеводорода уменьшаются, вызывая вначале увеличение, а затем уменьшение объема в баке 136. Когда такое состояние идентифицировано, управление системой динамического регулирования давления в кольцевом пространстве воздействует на штуцер 130 для регулирования давления в скважине за счет разрешения выпуска из кольцевого пространства 115 ствола скважины только установленного количества флюида, так что скорость выпускаемого потока остается практически постоянной. По мере уменьшения давления в пласте с нежелательным углеводородом и уменьшения количества углеводорода, поступающего в ствол скважины, открывающийся штуцер 130 будет продолжать открываться до наступления момента времени, когда он откроется полностью.

[22] На фиг.3 показана блок-схема примерного способа в соответствии с изобретением. На стадии 200 детектируется приток углеводорода в ствол скважины. Такой приток может быть обнаружен путем детектирования увеличения объема или уровня флюида в баке 136 (фиг.1). На стадии 202 давление в кольцевом пространстве и/или в бурильной колонне, называемое «давлением в напорной линии» («ДНЛ») поддерживается с использованием динамической системы регулирования давления в кольцевом пространстве за счет управления штуцером 130 (фиг.1) и за счет соответствующего управления насосами буровой установки 138 (фиг.1). На стадии 204 определяется, достигнуты ли условия для переключения работы системы динамического регулирования давления в кольцевом пространстве на регулирование объема бака, т.е. за счет регулирования скорости выпуска флюида из кольцевого пространства ствола скважины. Условие или условия, которые должны быть выполнены, могут представлять собой следующее: достижение требуемого увеличения поступления в бак, достижение поверхности притоком углеводорода (нормальный случай), уменьшение скорости притока флюида (скорость увеличения объема или уровня в баке замедляется), что индицирует уменьшение давления, уменьшение объема углеводорода после достижения поверхности (нормальный случай), или уменьшение уровня в баке (нормальный случай после достижения углеводородом поверхности). Если условие на стадии 204 не выполняется, давление в стволе скважины поддерживается с использованием системы динамического регулирования давления в кольцевом пространстве (возврат к стадии 202). Если условие на стадии 204 выполняется, то система динамического регулирования давления в кольцевом пространстве переключается на регулирование сохранения объема в баке на стадии 206.

[23] Максимальный объем в баке, в типичном случае, поддерживается постоянным на стадии 206. По мере уменьшения давления в пластовом резервуаре в ствол скважины поступает меньше углеводорода, который заменяется буровым раствором в кольцевом пространстве, так что уровень в баке начинает уменьшаться. Этого не достаточно для истощения углеводорода в пластовом резервуаре, поскольку гидростатическое давление в кольцевом пространстве будет возрастать. В этом случае система динамического регулирования давления в кольцевом пространстве может открывать штуцер 130 (фиг.1) для уменьшения давления флюида в кольцевом пространстве 115 скважины (фиг.1), позволяя, таким образом, вытекать большему количеству углеводорода. Это, в свою очередь, вызывает увеличение объема в баке. Открывание штуцера 130 с целью увеличения поступления углеводорода выполняется до тех пор, пока штуцер не откроется полностью или скважина не окажется под требуемым для продолжения бурения давлением. Это можно увидеть на стадии 208 как запрос: является ли штуцер полностью открытым или находится ли давление в стволе скважины при выбранном значении. Если указанные выше условия не выполняются, то процесс возвращается в начало цикла к регулированию объема в баке на стадии 206. Если штуцер полностью открыт или достигается выбранное давление в стволе скважины, то процесс завершается и система динамического регулирования давления в кольцевом пространстве может снова переключаться на поддержание выбранного давления в забое (или в кольцевом пространстве ствола скважины).

[24] Хотя изобретение и было описано относительно ограниченного числа вариантов его реализации, специалистам в рассматриваемой области техники понятно, что могут быть разработаны и другие варианты реализации изобретения, которые не отклоняются от объема изобретения. Соответственно, объем изобретения может быть ограничен исключительно прилагаемой формулой изобретения.

1. Способ регулирования поступления углеводорода в ствол скважины из подземного пласта, содержащий следующие стадии:
определение поступления углеводорода в ствол скважины;
определение уменьшения скорости поступления углеводорода в ствол скважины;
переключение регулирования выпуска из ствола скважины для поддержания выбранного давления в стволе скважины на регулирование скорости выпуска флюида из ствола скважины для обеспечения по существу постоянной скорости выпуска, если скорость поступления углеводорода в ствол скважины уменьшается; и
возврат регулирования выпуска из ствола скважины для поддержания выбранного давления в стволе скважины, когда поступление углеводорода в ствол скважины находится на приемлемом уровне.

2. Способ по п.1, в котором регулирование давления в стволе скважины и регулирование скорости поступления углеводорода в ствол скважины содержит управление штуцером с регулируемой диафрагмой в линии выпуска из ствола скважины.

3. Способ по п.1, в котором определение поступления углеводорода в ствол скважины содержит определение увеличения объема бурового раствора, сохраняемого в резервуаре подачи/возврата.

4. Способ по п.1, в котором определение уменьшения скорости поступления углеводорода в ствол скважины содержит определение по меньшей мере одного из постоянного объема и уменьшенного объема бурового раствора, сохраняемого в резервуаре подачи/возврата.

5. Способ по п.1, в котором возврат регулирования выпуска из ствола скважины для поддержания выбранного давления в стволе скважины осуществляется, когда штуцер с регулируемой диафрагмой по существу полностью открыт.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к области добычи полезных ископаемых из подземных месторождений, в частности касается способа обеспечения доступа к подземному угольному пласту.

Изобретение относится к способу управления работой буровой установки, в котором определяют расход потока промывочной среды буровой установки и управляют работой буровой установки на основании этого расхода потока промывочной среды.

Изобретение относится к способам заводнения пластов и может быть использовано при эксплуатации гидромашин, в частности электроцентробежных насосов системы поддержания пластового давления.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к насосным системам для промывочной жидкости. .

Изобретение относится к технологии строительства глубоких скважин, в частности к способам вскрытия продуктивных пластов. .

Изобретение относится к способу и устройству для динамического регулирования давления в затрубном пространстве, в частности - к избирательно замкнутому нагнетательному способу регулирования давления в буровой скважине во время бурения и заканчивания скважины.

Изобретение относится к области бурения скважин и может быть использовано для регулирования пластового давления в процессе бурения. .

Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к способам контроля давления в скважине. Способ включает уменьшение подачи бурового раствора насосом, сообщенным с бурильной колонной в скважине, обеспечение вытекания текучей среды из скважины в первый вспомогательный трубопровод, соединенный с водоотделяющей колонной, перекрытие уплотнения вокруг бурильной колонны, прокачку текучей среды вниз по второму вспомогательному трубопроводу со скоростью, выбранной для поддержания определенного давления в скважине, остановку потока бурового раствора через бурильную колонну. Повышается надежность, упрощается технология. 3 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к области бурения и эксплуатации скважин, в частности к способам очистки наклонных и горизонтальных скважин. Создают циркуляцию бурового раствора прокачиванием его через бурильную колонну с переводником, установленным в начале горизонтального участка и содержащим полый корпус с радиальными каналами, выполненными в корпусе под углом 30-60° к его оси. При проходе через переводник поток бурового раствора разделяется на две части. Одну часть бурового раствора выбрасывают через радиальные каналы в виде турбулентного потока, обеспечивающего вынос частиц шлама в вертикальный участок скважины, а другую часть бурового раствора направляют в виде ламинарного потока в горизонтальный участок скважины. Повышается качество очистки. 2 ил.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования потока флюида в скважине. Способ включает обеспечение гидравлического диода в канале гидравлического сообщения со скважиной и перемещение флюида через гидравлический диод. При этом гидравлический диод расположен внутри скважины. Инструмент содержит трубчатую диодную втулку, имеющую диодное отверстие, трубчатую внутриканальную втулку, концентрически установленную внутри диодной втулки, причем внутриканальная втулка содержит внутренний канал, находящийся в гидравлическом сообщении с диодным отверстием, и трубчатую наружноканальную втулку, внутри которой концентрически установлена диодная втулка. Причем наружноканальная втулка содержит наружный канал, находящийся в гидравлическом сообщении с диодным отверстием. Причем в этом инструменте форма диодного отверстия, положение внутреннего канала относительно диодного отверстия и положение наружного канала относительно диодного отверстия определяют сопротивление потоку флюида, текущего во внутренний канал из наружного канала, и другое сопротивление потоку флюида, текущего в наружный канал из внутреннего канала. Технический результат заключается в повышении эффективности регулирования потока флюида в скважине. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 13 ил.

Изобретение относится к измерительной технике и может использоваться для измерения параметров закачиваемой в скважину жидкости. Система включает расходомер электромагнитный, который снабжен контроллером, составляющим основу первого измерительного модуля, плотномер вибрационный, снабженный контроллером, составляющий основу второго измерительного модуля. Модули встроены в нагнетательную линию манифольда с контролируемой средой, с помощью быстроразъемных соединений к первому измерительному модулю присоединен второй измерительный модуль, производящий измерение плотности, температуры и давления. Модули соединены с компьютером с помощью информационного кабеля и блока питания. Компьютер установлен на монтажной базе - автошасси высокой проходимости. Питание системы осуществлено от сети переменного тока через стабилизатор напряжения или от бортовой сети автомобиля. Повышается универсальность, мобильность, удобство обслуживания, надежность, уменьшаются габариты. 3 ил.

Группа изобретений относится к области бурения, а именно к буровым установкам. Буровая установка, согласно одному из вариантов выполнения, содержит буровое долото; первичный привод; систему насосов, функционально связанную с первичным приводом; компрессор; гидравлическую муфту, связанную с первичным приводом и компрессором, причем в конструкции компрессора присутствует техническая возможность неограниченной и ограниченной подачи воздуха в ответ на соответствующее положение муфты во включенном и разъединенном положениях. Гидравлическая муфта связана с первичным приводом посредством соединения «муфта - первичный привод» и содержит концевой корпус компрессора, связанный с муфтой посредством втулки муфты, отделяющей компрессор от первичного привода. При этом гидравлическая муфта выполнена с возможностью менять свое положение с включенного на разъединенное в процессе работы первичного привода. Гидравлическая система теплообмена, содержащая отстойник и теплообменник, выполнена с возможностью подачи тепла из гидравлической муфты. Теплообменник расположен в непосредственной близости к радиатору буровой установки, служащему для охлаждения теплообменника конвекцией воздуха, поступающего из радиатора. Подача гидравлической текучей среды в гидравлической системе теплообмена осуществляется из гидравлической муфты в отстойник, затем в теплообменник для понижения температуры гидравлической текучей среды и далее обратно в гидравлическую муфту, при этом отстойник расположен в непосредственной близости к системе насосов. Обеспечивается снижение объема потребления энергии первичным приводом. 4 н. и 30 з.п. ф-лы, 53 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к оборудованию и действиям, связанным с буровой скважиной. Способ включает сравнение измеренного значения давления в напорной линии с требуемым значением давления в напорной линии и автоматическое управление дросселем в зависимости от результатов этого сравнения, в результате чего уменьшается значение разности между указанным измеренным значением давления в напорной линии и указанным требуемым значением давления в напорной линии. Система управления давлением в напорной линии содержит контроллер, выдающий заданное значение давления в кольцевом пространстве на основании сравнения измеренного значения давления в напорной линии с требуемым значением давления, и дроссель, автоматически управляемый в зависимости от указанного заданного значения давления в кольцевом пространстве. Скважинная система содержит напорную линию, соединенную с бурильной колонной, датчик, измеряющий давление в напорной линии, и контроллер, выдающий заданное значении давления в кольцевом пространстве, по меньшей мере частично, на основании значения разности между указанным измеренным значением давления в напорной линии и требуемым значением давления. Повышается эффективность регулирования давления. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при автоматическом непрерывном контроле параметров буровых растворов в процессе разбуривания горных пород. При осуществлении способа при разбуривании продуктивного пласта с момента начала подхода к нему породоразрушающего инструмента в циркуляционной системе скважины одновременно и непрерывно осуществляют измерение влажности и плотности промывочной жидкости, по показаниям которых вычисляют текущее объемное содержание свободной воды в указанной жидкости по приведенной формуле, а водоотдачу определяют по мере углубления скважины по разности объемного содержания воды в промывочной жидкости на входе в разбуриваемый пласт и на выходе из него. Повышаются информативность и достоверность контроля, снижаются временные и трудовые затраты на проведение вспомогательных операций.

Изобретение относится к области бурения и, в частности, к технологическому оснащению для усовершенствованного вычисления задержки. Способ расчета количества осыпи в открытом стволе буровой скважины содержит вычисление фактической задержки для скважины посредством выявления заданного компонента атмосферного воздуха в буровой жидкости. Вычисление содержит выявление события наращивания, выявление изменения в количестве заданного компонента атмосферного воздуха в буровой жидкости, соответствующее событию наращивания, определение первого значения ходов бурового насоса при окончании события наращивания. Определение второго значения ходов бурового насоса при возникновении изменения в количестве заданного компонента атмосферного воздуха в буровой жидкости, соответствующее событию наращивания. Определение третьего значения обратных ходов бурового насоса и вычисление фактической задержки посредством вычитания второго значения и третьего значения из первого значения. Вычисление с помощью системы газового анализатора теоретической задержки для скважины. Вычисление с помощью системы газового анализатора количества осыпи посредством сравнения фактической задержки и теоретической задержки. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 5 ил.

Группа изобретений относится к способам и системам управления потоком флюида в скважине. Система содержит флюидный модуль (150) с основным протоком (152), клапаном (162) и мостовой сетью. Клапан (162) имеет первое положение, при котором флюид может течь через основной проток (152), и второе положение, при котором течение флюида через основной проток (152) блокируется. Мостовая сеть имеет первый и второй ответвительные протоки (163, 164), каждый из которых имеет сообщающиеся с основным протоком (152) впуск (166, 168) и выпуск (170, 172) и каждый из которых включает в себя два гидравлических сопротивления (174, 176, 180, 182) с расположенным между ними терминалом (178, 184) отбора давления. При работе перепад давления между терминалами (178, 184) первого и второго ответвительных протоков (163, 164) смещает клапан (162) между первым и вторым положениями. Технический результат заключается в повышении эффективности регулирования потока флюида в скважине. 4 н. и 21 з.п. ф-лы, 16 ил.

Изобретение относится к технологии управления давлением в стволе скважины. Техническим результатом является возможность обеспечить давление в стволе скважины в любое время. Способ управления давлением в стволе скважины на основе теории управления с прогнозирующими моделями и теории систем относится к технологиям управления давлением в стволе скважины. Настоящий способ включает в себя: определение давления в забое скважины, давления на стояке, давления в обсадной колонне, расхода закачивания и выходного расхода в ходе процесса строительства скважины, и определение наличия перелива или утечки. Кроме того, при отсутствии перелива или утечки тонкую регулировку давления в обсадной колонне у устья скважины в соответствии с небольшими флуктуациями давления в забое скважины, давления на стояке или давления в обсадной колонне с тем, чтобы обеспечить установленное значение для давления в забое скважины, давления на стояке или давления в вертикальной обсадной колонне. Также, при наличии перелива или утечки использование динамической модели однофазного или многофазного потока в стволе скважины для имитации и вычисления местоположения перелива или утечки и времени начала перелива или утечки. Дополнительно, данный способ включает в себя: прогнозирования на будущий период времени изменения давления в стволе скважины в процессе бурения скважины и использование алгоритма оптимизации для вычисления параметра управления, обеспечивающего минимальное отклонение действительного давления в стволе скважины от заданного значения для будущего периода времени. Также повторение процесса оптимизации для следующего временного периода после выбора и установки первого параметра управления. Настоящий способ позволяет обеспечить управление давлением в стволе скважины в допустимом согласно проектным требованиям диапазоне флуктуаций, реализуя таким образом высокоточное управление давлением. 6 з.п. ф-лы, 4 ил.
Наверх