Регулирование давления обратного потока во время подъема компоновки низа бурильной колонны - RU2496965C2

Чертежи

Показать все 13 чертежа(ей)

Описание

Область техники изобретения

Настоящее изобретение относится, в общем, к бурению стволов скважин с операциями бурения на обсадной колонне и, в частности, к способам подъема компоновки низа бурильной колонны.

Предпосылки изобретения

Бурение на обсадной колонне содержит спуск обсадной колонны одновременно с бурением скважины. Оператор закрепляет компоновку низа бурильной колонны на нижнем конце обсадной колонны. Компоновка низа бурильной колонны имеет пилотное буровое долото и скважинный расширитель для бурения ствола скважины при спуске обсадной колонны в ствол. Оператор закачивает в колонну обсадных труб буровой раствор, возвращающийся вместе со шламом по кольцевому пространству, окружающему колонну обсадных труб. Оператор может вращать обсадную колонну с компоновкой низа бурильной колонны. Альтернативно, оператор может использовать забойный двигатель, приводимый в действие проходящим вниз потоком бурового раствора и вращающий буровое долото.

Когда достигнута проектная глубина, если буровое долото не остается и не цементируется в скважине, оператор должен поднять его через колонну обсадных труб и установить цементировочный обратный клапан для цементирования колонны обсадных труб. Также периодически может возникать необходимость подъема компоновки низа бурильной колонны через колонну обсадных труб до достижения проектной глубины для замены бурового долота или ремонта контрольно-измерительных приборов, связанных с компоновкой низа бурильной колонны. В одном способе подъема используют тросовый подъемный инструмент, спускаемый на тросе для соединения с компоновкой низа бурильной колонны. Оператор затем выбирает трос, поднимая компоновку низа бурильной колонны. Хотя данное решение является применимым во многих случаях, в некоторых скважинах усилие, необходимое для высвобождения компоновки низа бурильной колонны и подъема ее на поверхность может быть слишком велико, давая в результате обрыв троса.

В другом способе оператор осуществляет обратную циркуляцию для подачи насосом компоновки низа бурильной колонны назад вверх по обсадной колонне. Одна проблема обратной циркуляции заключается в том, что давление с величиной, требуемой для выталкивания компоновки низа бурильной колонны вверх, может наносить повреждения необсаженному стволу скважины. Давление, приложенное в кольцевом пространстве обсадной колонны, может разрушить некоторые пласты, обуславливая потерю циркуляции или поглощение бурового раствора в пласт. Это может также обуславливать поступление пластовой текучей среды в буровой раствор и циркуляцию вверх по колонне обсадных труб.

Сущность изобретения

Компоновку низа бурильной колонны поднимают через колонну обсадных труб в операции бурения на обсадной колонне посредством подачи текучей среды из кольцевого пространства вниз и в колонну обсадных труб, обуславливая, тем самым, перемещение вверх компоновки низа бурильной колонны. Вытесненная текучая среда выходит из колонны обсадных труб при перемещении компоновки низа бурильной колонны вверх. Вытесненная текучая среда проходит через ограничивающее поток дроссельное отверстие, которое изменяют при перемещении компоновки низа бурильной колонны вверх для регулировки скорости перемещения вверх компоновки низа бурильной колонны.

В предпочтительном варианте осуществления плотность текучей среды столба в колонне обсадных труб меньше плотности текучей среды столба в кольцевом пространстве. Это, предпочтительно, осуществляют посредством закачки менее плотной текучей среды с поверхности в колонну обсадных труб. Текучую среду также подают с поверхности в кольцевое пространство за колонной обсадных труб для долива текучей среды, проходящей из кольцевого пространства, в колонну обсадных труб.

В одном варианте осуществления проводят мониторинг расхода текучей среды, проходящей в кольцевое пространство за колонной обсадных труб и расхода вытесненной текучей среды. Если значения расходов отличаются на заданную величину, операцию подъема могут останавливать, по меньшей мере, временно.

В другом варианте осуществления фрикционное устройство, прикрепленное на компоновку низа бурильной колонны, предотвращает перемещения вниз компоновки низа бурильной колонны, если направленная вверх сила становится недостаточной для продолжения перемещение вверх компоновки низа бурильной колонны. Затем оператор уменьшает плотность текучей среды столба в колонне обсадных труб ниже компоновки низа бурильной колонны, вновь создавая направленную вверх силу, действующей на компоновку низа бурильной колонны, обуславливающую перемещение компоновки низа бурильной колонны вверх в колонне обсадных труб.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 показана схема буровой системы в режиме бурения для применения на практике способа данного изобретения.

На фиг.2 на другом виде схемы фиг.1 показан подъемный инструмент, поданный насосом в соединение с компоновкой низа бурильной колонны менее плотной текучей средой, чем текучая среда в кольцевом пространстве.

На фиг.3 показан увеличенный вид сечения подъемного инструмента, схематично показанного на фиг.2.

На фиг.4 показан вид сбоку клиновых захватов и пружины, используемых в подъемном инструменте фиг.3 и снятых с подъемного инструмента.

На фиг.5 показан вид сечения подъемного инструмента фиг.3 по линии 5-5 фиг.3.

На фиг.6 показан дополнительно увеличенный вид части подъемного инструмента фиг.3, соединенного с компоновкой низа бурильной колонны, показанной пунктирными линиями.

На фиг.7 на графике показана энергия, требуемая от более тяжелой текучей среды в кольцевом пространстве для выталкивания компоновки низа бурильной колонны вверх в обсадной колонне, заполненной менее плотной текучей средой.

На фиг.8 на графике показано рабочее гидростатическое давление в стволе скважины во время различных этапов работы данного изобретения.

На фиг.9 на другой схеме, аналогичной фиг.2, показан подъемный инструмент и компоновка низа бурильной колонны, перемещенные частично вверх в колонне обсадных труб под действием веса текучей среды в кольцевом пространстве обсадной колонны, более плотной, чем текучая среда в обсадной колонне.

На фиг.10 показана схема, аналогичная схеме фиг.9, но показывающая компоновку низа бурильной колонны и подъемный инструмент, подвешенные на клиньях, когда оператор закачивает менее плотную текучую среду вниз через компоновку низа бурильной колонны для повторного заполнения обсадной колонны.

На фиг.11 показана схема, аналогичная схеме фиг.9, но показывающая закрытый противовыбросовый превентор и приложение оператором давления на поверхности к буровому раствору в кольцевом пространстве.

На фиг.12 на схеме, аналогичной схеме фиг.9, показано использование оператором троса или кабеля в дополнение к обратной циркуляции.

На фиг.13 показана схема альтернативного устройства оборудования на буровой установке для использования в подъеме компоновки низа бурильной колонны.

На фиг.14 на виде, аналогичном фиг.13, показан подъемный инструмент, возвращающийся на поверхность.

Подробное описание изобретения

На фиг.1 показано бурение ствола 11 скважины. Колонну 13 обсадных труб спускают в ствол 11 скважины. Кольцевое пространство 15 расположено между боковой стенкой ствола 11 скважины и колонной 13 обсадных труб. Одна или несколько колонн 17 обсадных труб уже установлены и зацементированы на месте установки цементом 18, хотя на чертеже показана только одна колонна обсадных труб для удобства. Кольцевое пространство 15, таким образом, проходит от низа колонны 13 обсадных труб вверх по кольцевому пространству между колонной 13 обсадных труб и обсадной колонной 17.

Оборудование 19 устья скважины расположено на поверхности. Оборудование 19 устья скважины является различным для разных буровых установок, но предпочтительно имеет противовыбросовый превентор 21, способный к закрытию и уплотнению вокруг обсадной колонны 17. Линия 22 возврата из кольцевого пространства выходит из оборудования 19 устья скважины в точке над противовыбросовым превентором 21. Линия 23 подачи в кольцевое пространство проходит от оборудования 19 устья скважины в точку ниже противовыбросового превентора 21.

Колонна 13 обсадных труб проходит вверх через отверстие в буровом полу 25, которое должно иметь набор клиновых захватов (не показан). Захватное устройство 27 колонны обсадных труб соединено с колонной 13 обсадных труб и несет вес колонны, и также способно вращать колонну 13 обсадных труб. Захватное устройство 27 колонны обсадных труб может захватывать колонну 13 обсадных труб изнутри, как показано, или, альтернативно, может захватывать колонну 13 обсадных труб снаружи. Захватное устройство 27 колонны обсадных труб имеет уплотнение 29, уплотненное к внутренней поверхности колонны 13 обсадных труб. Захватное устройство 27 колонны обсадных труб прикреплено к верхнему приводу 31, перемещающему захватное устройство 27 колонны обсадных труб вверх и вниз по вышке. Канал 33 проходит через верхний привод 31 и захват 27 обсадной колонны для сообщения с внутренним пространством за колонной 13 обсадных труб.

Шланг 35 соединен с верхним концом канала 33 на верхнем приводе 31. Шланг 35 проходит до выпускного устройства 36 бурового насоса 37. Буровой насос 37 может являться обычным насосом, имеющим поршни с возвратно-поступательным перемещением. Клапан 39 расположен на выпускном патрубке 36 для избирательного открытия и закрытия сообщения со шлангом 35. Циркуляционная система бурового раствора включает в себя одну или несколько емкостей 41 бурового раствора, содержащих некоторое количество бурового раствора 43. Циркуляционная система также имеет устройства очистки бурового раствора (не показано), удаляющие шлам из бурового раствора 43, возвращающегося из ствола 11 скважины. Буровой насос 37 имеет подводящую линию 45, соединяющую насос с емкостью бурового раствора 41 для приема бурового раствора 43 после удаления шлама. Клапан 46 селективно открывает и закрывает поток из емкости бурового раствора 41 к впускному устройству бурового насоса 37. Центробежный дожимной насос (не показано) может быть установлен в подводящей линии 45 для подачи бурового раствора 43 в буровой насос 37. Буровой насос 37 может иметь выпускное устройство, соединяющееся с линией 23 подачи в кольцевое пространство для закачки текучей среды в кольцевое пространство 15 за обсадной колонной и назад вверх внутри колонны 13 обсадных труб.

Компоновка 47 низа бурильной колонны показана размещенной на нижнем конце колонны 13 обсадных труб. Компоновка 47 низа бурильной колонны может включать в себя блок 49 закрепления компоновки, имеющий перемещающиеся упоры 51, соединяющиеся с кольцевой выемкой в переводнике вблизи нижнего конца колонны 13 обсадных труб, для закрепления компоновки 47 низа бурильной колонны на месте работы. Блок 49 закрепления компоновки также имеет шпонки, соединенные с вертикальными пазами для передачи вращения колонны 13 обсадных труб на компоновку 47 низа бурильной колонны. Упоры 51 можно исключить для компоновки 47 низа бурильной колонны, удерживаемой на нижнем конце колонны 13 обсадных труб давлением бурового раствора в колонне 13 обсадных труб. Удлинительный переводник 53 проходит вниз от блока 49 закрепления компоновки, выходя из нижнего конца колонны 13 обсадных труб. Буровое долото 55 соединено с нижним концом удлинительного переводника 53, и скважинный расширитель 57 установлен на удлинительном переводнике 53 над буровым долотом 55. Альтернативно, скважинный расширитель 57 можно размещать на нижнем конце колонны 13 обсадных труб. Каротажные измерительные устройства также можно установить в удлинительный переводник 53. Центратор 59 центрирует удлинительный переводник 53 в колонне 13 обсадных труб.

Во время бурения буровой насос 37 принимает буровой раствор 43 из емкости 41 бурового раствора и перекачивает по выпускному устройству 36 в шланг 35, как показано на фиг.1. Буровой раствор проходит через захват 27 обсадной колонны, вниз по колонне 13 обсадных труб и выходит из сопел на нижнем конце долота 55. Буровой раствор 43 возвращается назад вверх по кольцевому пространству 15 за обсадной колонной и через линию 22 возврата из кольцевого пространства обратно в емкость 41 бурового раствора.

На схеме фиг.1 показаны также клапан 61 и расходомер 63, размещенные в линии 23 подачи в кольцевое пространство. Во время нормальной работы бурения, как показано на фиг.1, подача по линии 23 подачи в кольцевое пространство отсутствует. Другая емкость 65, содержащая менее плотную текучую среду 67, показана на фиг.1. Менее плотная текучая среда 67 имеет плотность меньше, чем плотность бурового раствора 43, и используется в процессе подъема. Например, менее плотная текучая среда 67 может являться водой, имеющей меньшую плотность и удельный вес, чем обычный буровой раствор 43. Линия 66 подачи в емкость 65 менее плотной текучей среды соединена с шлангом 35, Расходомер 69 предпочтительно размещен в линии 66 подачи. Также штуцер 71, предпочтительно, размещен в линии 66 подачи. Штуцер 71 имеет ограничительное дроссельное отверстие изменяемого диаметра. Штуцеры данного типа широко используют, в общем, в бурении и управлении скважиной. Клапан 76 можно размещать между буровым шлангом 35 и штуцером 71 для блокировки подачи к штуцеру 71. Емкость 65 имеет линию 68 выпуска, содержащую клапан 70, идущую к впускному устройству бурового насоса 37.

Доливной насос 72, обычно являющийся центробежным насосом, может быть установлен в доливные линии, проходящие из емкости 41 бурового раствора и кольцевого пространства 15 за обсадной колонной. Клапан 74 может быть установлен в доливной линии между доливным насосом 72 и кольцевым пространством 15. Выпускная линия доливного насоса 72 предпочтительно входит в кольцевое пространство 15 за обсадной колонной над противовыбросовым превентором 21, поскольку доливной насос 72 не используют для приложения давления нагнетания к текучей среде в кольцевом пространстве 15.

На фиг.2 подъемный инструмент 73 показан соединенным с компоновкой 47 низа бурильной колонны. Подъемный инструмент 73 предпочтительно имеет уплотнение 75, уплотненное внутреннему диаметру колонны 13 обсадных труб. Данное устройство позволяет оператору подавать насосом подъемный инструмент 73 вниз по колонне 13 обсадных труб и в соединение с блоком 49 закрепления компоновки. Альтернативно, уплотнение 75 можно исключить и спускать подъемный инструмент 73 вниз по колонне 13 обсадных труб под действием силы тяжести. Если используют уплотнение 75, ему нет необходимости образовывать герметичное уплотнение к колонне 13 обсадных труб. Подъемный инструмент 73 крепится фиксатором к блоку 49 закрепления компоновки и также высвобождает упоры 51 для обеспечения подъема компоновки 47 низа бурильной колонны. На фиг.2 показан подъемный инструмент 73 после перемещения вниз посредством подачи насосом менее плотной текучей средой 67, втянутой из емкости 65 и поданной буровым насосом 37 через шланг 35.

На фиг.6 пунктирными линиями на схеме показано, что блок 49 закрепления компоновки имеет, если необходимо, комплект уплотнений 77, обеспечивающих подачу насосом вниз блока 49 закрепления компоновки вместе с удлинительным переводником 53 и буровым долотом 55 (фиг.1). Альтернативно блок 49 закрепления компоновки можно установить в колонне 13 во время скрепления обсадных труб, при сборке колонны 13 обсадных труб. Уплотнения 77 могут содержать манжетные уплотнения, обращенные как вверх, так и вниз и соединяющиеся с внутренним диаметром колонны 13 обсадных труб (фиг.1) для уплотнения при давлении, направленном как вверх, так и вниз. Не является обязательным образование уплотнением 77 герметичного уплотнения соединения с колонной 13 обсадных труб, поскольку некоторая протечка стыка может быть допустимой.

Блок 49 закрепления компоновки также имеет шпиндель 78, перемещающийся вверх и вниз относительно внешнего кожуха блока 49 закрепления компоновки. Когда шпиндель 78 находится в нижнем положении, показанном на фиг.6, упоры 51 втягиваются. Когда он находится в верхнем положении, упоры 51 должны выдвигаться и соединяться с выемкой в колонне 13 обсадных труб. Кроме того, блок 49 закрепления компоновки имеет обратный клапан 79, показанный схематично на фиг.6. Обратный клапан 79 должен обеспечивать проход потока вниз через блок 49 закрепления компоновки, но предотвращать проход потока вверх.

На фиг.3 показан пример подъемного инструмента 73. Уплотнения 75, если их используют, могут являться аналогичными уплотнениям 77 (фиг.6), то есть уплотнения 75 предпочтительно имеют форму манжет, при этом верхнее уплотнение обращено вниз и нижнее уплотнение обращено вверх. Уплотнения 75 должны быть соединены с возможностью скольжения и уплотняться к внутреннему диаметру колонны 13 обсадных труб (фиг.2), но не должны уплотняться герметично.

Подъемный инструмент 73 имеет корпус 80, выполненный из многочисленных деталей, имеющий канал 81, проходящий через него. Обратный клапан 83 размещен в канале 81. Обратный клапан 83 может быть сконструирован аналогично обратному клапану 79 (фиг.6). В данном варианте осуществления, обратный клапан 83 имеет пружину 82, поджимающую клапанный элемент 84 к седлу. Обратный клапан 83 обеспечивает проход потока вниз в канале 81, но блокирует проход потока вверх.

Пробка 85 установлена в канале 81. Пробка 85 перемещается между закрытым положением, показанным на фиг.3, и открытым положением, показанным на фиг.6. В закрытом положении проход потока через канал 81 закрыт как в направлении вверх, так и вниз. При перемещении пробки вниз, в открытое положение, поток может циркулировать вокруг кольцевой выемки через расходные отверстия 87 и вниз в канал 81. Пробка 85 предпочтительно первоначально удерживается в закрытом положении совокупностью срезных штифтов 88 (фиг.5). Действующее вниз на пробку 85 давление текучей среды достаточной величины должно срезать срезные штифты 88.

Подъемный инструмент 73 также имеет высвобождающий элемент 89, используемый для высвобождения блока 49 закрепления компоновки (фиг.6) из положения закрепления. В данном случае высвобождающий элемент 89 содержит удлиненную трубу, проходящую вниз и в блок 49 закрепления компоновки, когда подъемный инструмент 73 становится на блок 49 закрепления компоновки. Высвобождающий элемент 89 контактирует со шпинделем 78 и толкает его вниз в высвобожденное положение. Другие типы высвобождающих механизмов являются осуществимыми и могут включать в себя плашки, тянущие вверх участок блока закрепления компоновки, и не являться действующими вниз инструментами.

Фиксатор или захват 91 подъемного инструмента установлен на подъемный инструмент 73 для захвата или фиксации блока 49 закрепления компоновки. В данном варианте осуществления захват 91 подъемного инструмента содержит элемент типа зажимной конусной втулки с кольцевым основанием на верхнем конце и множеством пальцев. Каждый палец имеет снаружи захватывающую поверхность для захвата внутреннего диаметра корпуса блока 49 закрепления компоновки. Пальцы захвата 91 поддерживает наклонная поверхность 93, размещенная на нижнем конце корпуса 80 в захвате 91. Захват 91 способен скользить вниз по участку наклонной поверхности 93 и выходить за него для плотного соединения с блоком 49 закрепления компоновки. Подъемный инструмент 73, таким образом, несет вес блока 49 закрепления компоновки, когда блок 49 закрепления компоновки подвешен внизу.

Элемент 95 фрикционного типа, для удобства именуемый в данном документе «клиновые захваты», установлен на корпусе 80 подъемного инструмента 73. Клиновые захваты 95 содержат захватывающее или фиксирующее устройство, перемещающееся между втянутым положением, показанным на фиг.3, и соединенным положением, показанным на фиг.6. Как показано на фиг.4, клиновые захваты 95 содержат в данном примере элемент типа зажимной конусной втулки, имеющий кольцевое основание 97 и множество выступающих вверх пальцев 99. Каждый палец 99 имеет захватывающую поверхность 101 на своей внешней поверхности. Пальцы 99 скользят вверх и наружу по наклонной поверхности 93, когда перемещаются в захватывающее положение. Спиральная пружина 103 поджимает пальцы 99 вверх в захватывающее положение. Когда подъемный инструмент 73 перемещается вверх, захватывающие поверхности 101 скользят по внутреннему диаметру колонны 13 обсадных труб. Когда подъемный инструмент 73 начинает перемещаться вниз, пальцы 99 заклиниваются между наклонной поверхностью 93 и внутренним диаметром колонны 13 обсадных труб для подвешивания подъемного инструмента 73. Другие устройства фрикционного механизма, обеспечивающего перемещение вверх, но подвешивающего подъемный инструмент при перемещении вниз, являются осуществимыми.

Стопорящий механизм первоначально должен удерживать клиновой захват 95 во втянутом положении. В данном примере стопорящий механизм содержит множество штифтов 105 (только один показан). Каждый штифт 105 проходит поперечно через отверстие в корпусе 80 и способен скользить радиально внутрь и наружу относительно корпуса 80. Каждый штифт 105 имеет внешний конец, соединяющийся с кольцевой выемкой во внутреннем диаметре основания 97. Пробка 85 поддерживает внутренний конец каждого штифта 105 или предотвращает его перемещение радиально внутрь, когда пробка 85 находится в закрепляющем положении, показанном фиг.3. Когда пробка 85 перемещается в открытое положение, показанное фиг.6, штифты 105 высвобождаются для скольжения внутрь, что освобождает клиновой захват 95 для выталкивания вверх пружиной 103. Другие механизмы являются осуществимыми для удержания клинового захвата 95 во втянутом положении, когда подъемный инструмент 73 подают насосом вниз по колонне 13 обсадных труб (фиг.1).

При действии варианта осуществления фиг.1-10, когда необходим подъем компоновки 47 низа бурильной колонны, оператор сбрасывает подъемный инструмент 73 вниз по колонне 13 обсадных труб, как показано на фиг.2, при этом за инструментом следует менее плотная текучая среда 67. Менее плотная текучая среда 67, обычно вода, проходит по линии 68 на впуск насоса и закачивается буровым насосом 37 через шланг 35 вниз по колонне 13 обсадных труб. Клапаны 46, 61, 74 и 76 должны быть закрыты, и клапан 39 открыт. Подъемный инструмент 73 должен иметь конфигурацию при подаче насосом, показанную на фиг.3, с втянутым клиновым захватом 95 и пробкой 85 в верхнем блокирующем положении.

Как показано на фиг.6, высвобождающий элемент 89 контактирует со шпинделем 78 блока закрепления компоновки и толкает его вниз, что обеспечивает втягивание упоров 51 с выходом из соединения с закреплением с колонной 13 обсадных труб. Продолжающееся создание направленного вниз давления текучей среды буровым насосом 37 обуславливает срезание пробкой 85 срезного штифта 88 и перемещение из положения, показанного на фиг.3, в положение, показанное на фиг.6. Перемещение вниз пробки 85 освобождает клиновые захваты 95, выталкиваемые пружиной 103 наружу в соединение с колонной 13 обсадных труб. Захват 91 должен соединяться с внутренним диаметром кожуха блока 49 закрепления компоновки, скрепляя подъемный инструмент 73 с блоком 49 закрепления компоновки, делая компоновку подъемным устройством. Оператор затем останавливает закачку менее плотной текучей среды 67, но должен первоначально перекрыть обратный поток через штуцер 71.

Вес более тяжелого бурового раствора 43 в кольцевом пространстве 15 прикладывает действующую вверх силу к уплотнениям 77 на блоке 49 закрепления компоновки (фиг.6), поскольку обратный клапан 79 блока закрепления компоновки предотвращает проход потока вверх через блок 49 закрепления компоновки. Более плотный буровой раствор 43 в кольцевом пространстве стремится к перетоку по принципу сообщающихся сосудов, выталкивая менее плотную текучую среду 67 вверх из колонны 13 обсадных труб до достижения равновесия. Для обеспечения возникновения перетока по принципу сообщающихся сосудов оператор на поверхности закрывает клапаны 39, 70 и 61, как показано на фиг.9. Клапаны 74 и 76 открывают. Оператор начинает открывать дроссельное отверстие штуцера 71, что обеспечивает проход потока менее плотной текучей среды 67 из обсадной колонны 13 вверх через шланг 35, через расходомер 69 и штуцер 71 и в емкость 65 менее плотной текучей среды, как показано на фиг.9.

Уровень бурового раствора 43 в кольцевом пространстве 15 может падать с началом его перетока по принципу сообщающихся сосудов, и для предотвращения его падения оператор должен продолжать добавлять более тяжелую текучую среду, такую как буровой раствор 43, в кольцевое пространство 15 для поддержания кольцевого пространства 15 заполненным. В данном примере оператор должен обеспечить подачу доливным насосом 72 бурового раствора 43 через линию 23 подачи в кольцевое пространство 15, как показано на фиг.9. Расход бурового раствора должен быть достаточным только для предотвращения падения уровня текучей среды 43 в кольцевом пространстве 15.

Оператор может осуществлять мониторинг расхода возвращающейся менее плотной текучей среды 67 по расходомеру 69, а также интенсивности подачи бурового раствора 43 в кольцевое пространство 15. Если нет некоторого перелива бурового раствора 43 на поверхности, данные значения расхода должны быть равны. Количество бурового раствора 43, подаваемого в кольцевое пространство 15, должно быть, по существу, равно количеству вытесненной менее плотной текучей среды 67, подаваемой через штуцер 71. Если больше бурового раствора 43 добавлено в кольцевое пространство 15 в любой данной точке, чем поступило менее плотной текучей среды 67 через штуцер 71, вероятно, некоторая часть бурового раствора 43 поступает в геологический пласт в стволе 11 скважины. Если меньше бурового раствора 43 добавлено в любой данной точке, чем поступает менее плотной текучей среды 67 через штуцер 71, вероятно, некоторая часть текучей среды из геологического пласта поступает в кольцевое пространство 15. Оба варианта являются нежелательными.

Компоновка 47 низа бурильной колонны и подъемный инструмент 73 должны перемещаться вверх, как подъемное устройство во время возникновения перетока по принципу сообщающихся сосудов. Оператор регулирует штуцером 71 расход, указываемый расходомером 69, также пропорциональный скорости компоновки 47 низа бурильной колонны. Данную скорость следует контролировать для предотвращения прохода потока вниз в кольцевом пространстве 15 со скоростью, достаточно высокой для повреждения открытого пласта в стволе 11 скважины. Постепенно оператор должен открыть проходное сечение штуцера 71 полностью.

При прохождении бурового раствора 43 из кольцевого пространства 15 за обсадной колонной в колонну 13 обсадных труб давление, действующее вверх на компоновку 47 низа бурильной колонны, должно постепенно падать до уровня, неадекватного для дополнительного выталкивания компоновки 47 низа бурильной колонны вверх, и компоновка должна остановиться в промежуточном положении в колонне 13 обсадных труб, как показано на фиг.10. Когда компоновка останавливается, клиновые захваты 95 (фиг.3) должны предотвращать перемещение вниз компоновки 47 низа бурильной колонны. Клиновые захваты 95 должны контактировать с колонной 13 обсадных труб, когда компоновка 47 низа бурильной колонны перемещается вверх, таким образом, когда перемещение компоновки вверх прекращается, клиновые захваты 95 должны незамедлительно предотвращать перемещение компоновки вниз. Оператор должен обнаруживать прекращение перемещения по расходомеру 69, который должен показывать, по существу, нулевой расход в данной точке.

Как показано на фиг.10, когда компоновка 47 низа бурильной колонны удерживается клиновыми захватами 95 в промежуточном положении, оператор закачивает дополнительную менее плотную текучую среду 67 в колонну 13 обсадных труб. Менее плотная текучая среда 67 проходит через компоновку 47 низа бурильной колонны и предпочтительно вниз, по существу, к нижнему концу обсадной колонны. Оператор должен регулировать количество закачиваемой текучей среды для предотвращения закачки больших количеств менее плотной текучей среды 67 вверх по кольцевому пространству 15 за обсадной колонной, хотя некоторое переполнение является приемлемым. Оператор закачивает менее плотную текучую среду 67 вниз буровым насосом 37 через шланг 35. Клапан 70 должен быть открыт для всасывания менее плотной текучей среды 67 из емкости 65 во впускное устройство 68 насоса 37. Клапаны 46, 61, 74 и 76 должны быть закрыты. Закачка вниз менее плотной текучей среды 67 выталкивает буровой раствор 43, поступивший от перетока по принципу сообщающихся сосудов в колонну 13 обсадных труб, обратно вверх по кольцевому пространству 15 за обсадной колонной. Вытесненный буровой раствор 43 выходит по линии 22 возврата из кольцевого пространства в емкость 41 бурового раствора.

Когда колонна 13 обсадных труб вновь, по существу, заполнена менее плотной текучей средой 67, суммарный вес бурового раствора 43 в кольцевом пространстве 15 должен вновь превзойти суммарный вес менее плотной текучей среды 67 в обсадной колонне 15 плюс вес компоновки 47 низа бурильной колонны. Оператор затем повторяет этапы фиг.9 для создания вновь подачи при перетоке по принципу сообщающихся сосудов, вновь обуславливающей перемещение компоновки 47 низа бурильной колонны вверх с вытеснением менее плотной текучей среды 67 из верхнего конца колонны 13 обсадных труб. Оператор должен выполнять данные этапы заполнения с перетоком по принципу сообщающихся сосудов, пока компоновка низа бурильной колонны не достигнет захвата 27 обсадной колонны.

На фиг.11 показано оборудование, аналогичное показанному на фиг.1-10, при этом вместо заполнения кольцевого пространства 15, когда противовыбросовый превентор 21 открыт, противовыбросовый превентор 21 закрыт, и буровой насос 37 используется для закачки бурового раствора 43 в кольцевое пространство 15. Клапан 61 открыт, и клапаны 39, 70, 74 и 76 закрыты. Поэтому некоторое давление нагнетания должно существовать на верхнем конце кольцевого пространства 15. Мониторинг данного давления нагнетания должен осуществляться существующим манометром бурового насоса 37, и также интенсивность подачи должна измеряться расходомером 63. Более плотная текучая среда 43 и давление нагнетания создает подачу при перетоке по принципу сообщающихся сосудов, с проходом менее плотной текучей среды 67 обратно через штуцер 71. Вариант осуществления на фиг.11 действует в режиме, аналогичном описанному для вариантов осуществления фиг.1-10, отличаясь приложением положительного давления нагнетания в кольцевом пространстве 15.

На фиг.7 и 8 даны графики, показывающие преимущество уменьшения плотности текучей среды в колонне 13 обсадных труб (фиг.1) при подъеме компоновки 47 низа бурильной колонны (фиг.1). Также для фиг.2 и 9 на фиг.7 схематично показано давление нагнетания, существующее на поверхности, такое как на штуцере 71, вследствие присутствия в кольцевом пространстве 15 более тяжелой текучей среды, чем в колонне 13 обсадных труб.

На фиг.7 плотность более тяжелой текучей среды 43 в фунтах на галлон (120кг/м3) обозначена Pl и плотность менее плотной текучей среды 67 обозначена P2. Сила давления равна глубине, умноженной на 0,052 и на разность Р1 и Р2. Более тяжелая текучая среда, в общем, является буровым или промывочным раствором, используемым в бурении скважины.

После заполнения менее плотной текучей средой 61 колонны 13 обсадных труб, как показано на фиг.2, более тяжелая текучая среда 43 в кольцевом пространстве 15 должна передавать вверх силу, стремящуюся вытолкнуть более плотную текучую среду 43 в обратном направлении в колонну 13 обсадных труб. Когда такое происходит, блок 49 закрепления компоновки должен перемещаться вверх, и менее плотная текучая среда 67 должна выходить из колонны 13 обсадных труб. Значение давления, имеющегося для выталкивания компоновки 47 низа бурильной колонны вверх, зависит от разности плотности менее плотной текучей среды 67 и более плотной текучей среды 43. Как показывает кривая на фиг.7, наибольшее давление существует, когда колонна 13 обсадных труб полностью заполнена менее плотной текучей средой, и кольцевое пространство 15 полностью заполнено. В данной точке, обозначенной цифрой 1 с подписью «закачка объема внутреннего диаметра обсадной колонны», должно существовать наибольшее давление нагнетания, такое как на штуцере 71 (фиг.2). Когда компоновка 47 низа бурильной колонны перемещается вверх, имеющаяся энергия для поддержания ее перемещения вверх уменьшается пропорционально величине перемещения. Когда вся менее плотная текучая среда выпущена или произошел переток по принципу сообщающихся сосудов, давление нагнетания на штуцере 71 должно быть нулевым, и участок колонны 13 обсадных труб ниже компоновки 47 низа бурильной колонны должен быть заполнен более тяжелой текучей средой 43.

Одна проблема данного способа заключается в том, что если только текучая среда во внутреннем диаметре колонны 13 обсадных труб вытесняется менее плотной текучей средой 67, энергия, имеющаяся для преодоления веса компоновки 47 низа бурильной колонны плюс механического трения в колонне 13 обсадных труб, является недостаточной для транспортировки компоновки 47 низа бурильной колонны от низа колонны 13 обсадных труб по всему пути на поверхность. Данную проблему можно разрешить посредством «превышения объема вытеснения» колонны 13 обсадных труб с менее плотной текучей средой 67, как показано на фиг.7. Термин "превышен объем вытеснения" означает, что больше менее плотной текучей среды закачивают в колонну обсадных труб, чем колонна 13 обсадных труб может удерживать, обуславливая проход некоторого объема менее плотной текучей среды 67 вверх по кольцевому пространству 15 за обсадной колонной. Например, если объем во внутреннем диаметре колонны 13 обсадных труб превышен объемом вытеснения на 20% (показано цифрой 1,2 на графике фиг.7), максимальное имеющееся давление нагнетания для транспортировки компоновки 47 низа бурильной колонны возникает после перемещения на 20% вверх по колонне 13 обсадных труб. Максимальное давление возникает, когда вся менее плотная текучая среда 67 переполнения перемещена из кольцевого пространства 15 обратно в колонну 13 обсадных труб. Если величина превышения объема вытеснения является пропорциональной весу компоновки 47 низа бурильной колонны, однократный переток по принципу сообщающихся сосудов может быть достаточным для транспортировки компоновки 47 низа бурильной колонны от низа колонны 13 обсадных труб по всему пути на поверхность. На фиг.7 показано некоторое давление нагнетания, существующее, когда выпущено количество, равное объему в колонне обсадных труб. Если данное давление нагнетания является достаточным для несения веса компоновки 47 низа бурильной колонны при нахождении на поверхности, подача при перетоке по принципу сообщающихся сосудов должна быть способна транспортировать компоновку 47 низа бурильной колонны от забоя на поверхность в один прием. Данное предполагает, что кольцевое пространство 15 за обсадной колонной постоянно заполняется или доливается текучей средой 43 более высокой плотности, когда менее плотную текучую среду 67 выпускают из колонны 13 обсадных труб.

Дополнительное давление для транспортировки компоновки 47 низа бурильной колонны можно также получать заполнением кольцевого пространства 15 за обсадной колонной текучей средой, имеющей плотность больше, чем P1, или посредством закрытия противовыбросового превентора 21 и добавления давления нагнетания буровым насосом 37, как на фиг.11. В обоих случаях открытый участок ствола 11 скважины может подвергаться воздействию нежелательно высокого давления. В варианте осуществления фиг.1-10 компоновку 47 низа бурильной колонны транспортируют на поверхность в несколько стадий или этапов, в которых менее плотную текучую среду 67 заменяют в колонне 13 обсадных труб после ее выпуска из колонны 13 обсадных труб, достаточного для рассеяния энергии транспортировки.

Когда путь потока открыт для выхода менее плотной текучей среды 67 в верхней части колонны 13 обсадных труб, текучая среда должна ускоряться до скорости, создающей баланс с нулевой равнодействующей силой. Предположив, что кольцевое пространство 15 сохраняют заполненным текучей средой 43 высокой плотности, главными действующими силами являются гидравлическое трение текучей среды, проходящей вниз в кольцевом пространстве 15, сила давления, требуемая для несения веса компоновки 47 низа бурильной колонны, и механическое трение перемещения компоновки 47 низа бурильной колонны обсадной колонны 13. Также давление гидравлического трения существует в циркуляционной системе на поверхности. Сумма данных давлений равна потенциальному давлению, показанному на фиг.7 для любого положения компоновки 47 низа бурильной колонны в колонне 13 обсадных труб. Если потери давления в оборудовании на поверхности пренебрежительно малы, компоновка 47 низа бурильной колонны может перемещаться с ускорением вверх, пока потери давления от трения в кольцевом пространстве 15 за обсадной колонной плюс давление, несущее компоновку низа бурильной колонны, не станут равны давлению, показанному на фиг.1.

Фрикционное давление в кольцевом пространстве 15 действует в направлении против потока текучей среды, таким образом, оно стремится уменьшить скважинное давление в кольцевом пространстве 15. Максимальное уменьшение давления возникает у низа колонны 13 обсадных труб. Уменьшение давления до значения ниже гидростатического давления столба текучей среды, используемого для бурения скважины, может создавать неустойчивость ствола скважины или приводить к притоку пластовой текучей среды в колонне 13 обсадных труб. Такие явления являются нежелательными. Нежелательный эффект можно устранить оборудованием устройства регулировки притока текучей среды из колонны 13 обсадных труб для регулирования скорости проходящей вниз в кольцевом пространстве 15 текучей среды в нужном диапазоне. В предпочтительном варианте осуществления данную регулировку выполняют постепенным открытием регулируемого штуцерного клапана 71 (фиг.2). Когда компоновку 47 низа бурильной колонны транспортируют на поверхность, скорость компоновки 47 низа бурильной колонны можно поддерживать постоянной.

На фиг.8 показан пример приложения рабочего давления на участке открытого ствола 11 скважины с устройством перетока по принципу сообщающихся сосудов в компоновке низа бурильной колонны в колонне обсадных труб диаметром 7” (178 мм). Имитация выполнена для интенсивности подачи 300 галлон/мин (1,1 м³/мин) и бурового раствора плотностью 10 фунт/галлон (1200 кг/м³) на глубине 8000 футов (2440 м), как показывает кривая C. При бурении и подаче в 300 галлон/мин (1,1 м³/мин) давление, приложенное на участке открытого ствола 11 скважины, является относительно постоянным при 10,6 фунт/галлон (1270 кг/м³), как показывает кривая D. Потеря давления в кольцевом пространстве составляет 246 фунт/дюйм² (1700 кПа). Оценивают два отдельных варианта перетока по принципу сообщающихся сосудов. В обоих вариантах вся колонна 13 обсадных труб залита водой, что должно давать 695 фунт/дюйм² (4800 кПа) потенциала для начала реверсивного процесса. Данное давление эквивалентно действующей вверх силе в 22000 фунтов (9990 кгс) на компоновку 47 низа бурильной колонны. Как также показано на фиг.2, для кривой A предполагают, что кольцевое пространство 15 сохраняют заполненным буровым раствором с плотностью 10 фунт/галлон (1200 кг/м³), но дополнительное давление нагнетания в кольцевом пространстве 15 не прикладывают. Возвращающаяся текучая среда проходит через штуцер 71, используемый для дросселирования потока, первоначально значительного, но постоянно открытый при перетоке в скважине по принципу сообщающихся сосудов для поддержания интенсивности подачи приблизительно в 300 галлон/мин (1,1 м³/мин), измеряемой расходомером 69.

В некоторой точке вблизи поверхности невозможно поддерживать данную интенсивность подачи, поскольку потенциальная энергия дифференциальной плотности рассеивается. Давление в стволе скважины, в общем, составляет эквивалент плотности около 9,4 фунт/галлон (1130 кг/м³) или на около 1,2 фунт/галлон (140 кг/м³) меньше, чем при бурении, и меньше на 0,6 фунт/галлон (70 кг/м³), когда скважина статична. Для сравнения, если колонну 13 обсадных труб резко открывать в атмосферу перед началом процесса перетока по принципу сообщающихся сосудов, забойное давление может упасть до эквивалента 8,3 фунт/галлон (1000 кг/м³) или даже меньше, если рассматривать динамические силы.

Кривая B имитирует закрытие кольцевого пространства 15 скважины на поверхности, такое как закрытие противовыбросовым превентором 21, показанное на фиг.11. Кривая B имитирует закачку в скважину при постоянной интенсивности подачи 300 галлон/мин (1,1м³/мин). Штуцер 71 приводят в действие для поддержания постоянного давления 246 фунт/дюйм² (1700 кПа) в кольцевом пространстве 13 за обсадной колонной на поверхности. Для данного варианта давление на забое скважины абсолютно одинаково с гидростатическим давлением в скважине на кривой A, но на пласт в стволе 11 скважины вблизи нижнего конца обсадной колонны 17 воздействует, по существу, более высокое давление. В некоторых вариантах может быть необходимым добавление небольшого давления нагнетания в кольцевое пространство 15 посредством закачки в кольцевое пространство, как на фиг.11 для преодоления любого уменьшения и рабочего гидравлического давления вследствие трения.

В конкретной ситуации знание чувствительности пласта можно использовать для определения наиболее критической точки в стволе скважины для предотвращения фильтрации бурового раствора в геологический пласт или нестабильности ствола скважины вследствие изменений давления в кольцевом пространстве 15. Если потери на трение в кольцевом пространстве 15 рассчитаны от поверхности до самой критической точки с использованием интенсивности подачи, обеспечивающей наиболее приемлемую скорость транспортировки компоновки 47 низа бурильной колонны, текучую среду можно закачивать в кольцевое пространство 15 с данной интенсивностью подачи. Штуцер 71 регулируют для поддержания на насосе 37 давления, равного расчетной потере в кольцевом пространстве 15. Данные этапы должны обуславливать поддержание давления в кольцевом пространстве у низа ствола 11 скважины на уровне гидростатического давления текучей среды в кольцевом пространстве.

Необходимо сохранять кольцевое пространство 15 заполненным буровым раствором при циркуляции с выходом из компоновки 47 низа бурильной колонны. Данное можно выполнять в открытой системе или закрытой системе. Пример открытой системы дан с использованием доливного насоса 72 (фиг.9) для возврата бурового раствора в верхнюю часть кольцевого пространства 15. Производительность подачи насоса может не быть критичной, если достигает производительности, нужной для замены текучей среды в кольцевом пространстве 15 за обсадной колонной, объем которой в обычных условиях падает с выпуском текучей среды 67 из обсадной колонны 13. Пример закрытой системы показан на фиг.11, где противовыбросовый превентор 21 закрыт для обеспечения приложения давления нагнетания буровым насосом 37. На фиг.11 буровой насос 37 работает, клапаны 61 и 76 открыты и клапаны 39, 70 и 74 закрыты.

На фиг.12 показано использование, кроме только действия перетока по принципу сообщающихся сосудов для выталкивания компоновки 47 низа бурильной колонны поэтапно на поверхность, кабеля или троса 115 для содействия направленному вверх усилию, созданному вследствие прохождения более тяжелой текучей среды вниз по кольцевому пространству 15 за обсадной колонной. Трос 115 проходит через патрубок 113 входа троса, который должен быть установлен на верхнем конце колонны 13 обсадных труб ниже захвата 27 обсадной колонны. Трос 115 имеет подъемное устройство 116 на конце, которое можно подавать насосом и соединять фиксатором с компоновкой 47 низа бурильной колонны. Трос 115 проходит вокруг шкива на барабан 117 лебедки, тянущей вверх компоновку 47 низа бурильной колонны. Альтернативно, вход троса можно выполнить между верхним приводом 31 и захватным устройством 27 колонны обсадных труб или над верхним приводом 31.

При действии варианта осуществления фиг.12 подъемное устройство 116 подается насосом вниз и соединяется фиксатором с компоновкой 47 низа бурильной колонны, при этом устройство прикреплено к тросу 115, и трос 115 вытравливают. Подъемное устройство 116 высвобождает стопорящий элемент компоновки 47 низа бурильной колонны. Предпочтительно, оператор подает насосом подъемное устройство 116 вниз или закачивает за ним менее плотную текучую среду 67, так что колонна 13 обсадных труб заполняется менее плотной текучей средой 67. Более плотная текучая среда 43 в кольцевом пространстве 15 за обсадной колонной должна передавать силу, направленную вверх, на уплотнения компоновки 47 низа бурильной колонны. Как показано на фиг.12, переток по принципу сообщающихся сосудов возникает, когда клапаны 74 и 76 открыты, доливной насос 72 работает, и клапаны 39, 70, 46 и 61 закрыты. Данной направленной вверх силе должна содействовать сила тянущего вверх троса 115. Когда тросовое подъемное устройство 116 и компоновка 47 низа бурильной колонны начинают перемещение вверх, оператор может управлять скоростью подъема, постепенно открывая штуцер 71. Оператор поддерживает кольцевое пространство 15 заполненным буровым раствором 43, предпочтительно, посредством доливного насоса 72. Когда сила, обусловленная весом более тяжелого бурового раствора 43 в кольцевом пространстве 15, становится неадекватной для подъема компоновки 47 низа бурильной колонны, оператор может продолжить вытягивание компоновки 47 низа бурильной колонны вверх тросом 115.

Клиновые захваты 95 (фиг.3) можно использовать на подъемном инструменте 116 и на этапах инкрементного перетока по принципу сообщающихся сосудов, описанных выше, во взаимодействии с тросом 115. Устройство, показанное на фиг.12, исключает приложение тросом 115 в полном объеме силы, необходимой для подъема компоновки 47 низа бурильной колонны, когда компоновка находится в нижней части колонны 13 обсадных труб; при нахождении в нижней части требуется более значительная сила, чем в любой другой точке, поскольку действует дополнительный вес троса 115 в колонне 13 обсадных труб. Также компоновка 47 низа бурильной колонны может иметь тенденцию к прихвату при нахождении у низа колонны 13 обсадных труб. Кроме того, самый большой вес текучей среды, действующий вниз на уплотнения компоновки 47 низа бурильной колонны, существует, когда компоновка 47 низа бурильной колонны находится в нижнем конце колонны 13 обсадных труб. Кроме того, объединение действия троса 115 с действием на инкрементных этапах перетока по принципу сообщающихся сосудов обеспечивает оператору возможность использовать трубопроводы, выпускающиеся серийно, меньшей прочности, чем может потребоваться в других случаях.

Как показано на фиг.13, в данном варианте осуществления шланг 35 не используют для возврата вытесненной текучей среды из колонны 13 обсадных труб. Вместо этого, когда оператор намеревается начать подъем, оператор должен опереть колонну 13 обсадных труб на клиновой захват (не показано) в буровом полу 25. Оператор затем отсоединяет захватное устройство 27 колонны обсадных труб от колонны 13 обсадных труб и прикрепляет захватное устройство 27 колонны обсадных труб к циркуляционному переводнику 119. В примере фиг.13 циркуляционный переводник 119 соединен адаптером 121 с верхним концом колонны 13 обсадных труб. Циркуляционный переводник 119 имеет одно или несколько выпускных отверстий 123 в своей боковой стенке. Вертлюжный кожух 125 предпочтительно установлен вокруг циркуляционного переводника 119. Вертлюжный кожух 125 установлен на подшипниках 127 для обеспечения, если необходимо, вращения циркуляционного переводника 119 относительно вертлюжного кожуха 125. Растяжка (не показано) может прикреплять вертлюжный кожух 125 к буровой установке для предотвращения его вращения. Вертлюжный кожух 125 соединен с выкидной линией 129, ведущей от его боковой стенки и связанной с выпускными отверстиями 123. Уплотнения 131 размещены выше и ниже выпускных отверстий 123 для уплотнения вертлюжного кожуха 125 к циркуляционному переводнику 119.

Выкидная линия 129 предпочтительно ведет к емкости 65 менее плотной текучей среды для выпуска менее плотной текучей среды 67. Предпочтительно, расходомер 69 и штуцер 71, а также клапан 76 установлены в выкидной линии 129. Перепускной канал 133 может проходить вокруг расходомера 69 и штуцера 71 для защиты расходомера 69 при развитии ситуации управления скважиной.

Циркуляционный переводник 119 может также иметь фиксирующий штифт 135 для фиксации соединения с подъемным инструментом 73, показанным пунктирными линиями. Фиксирующий штифт 135 должен удерживать подъемный инструмент 73 в циркуляционном переводнике 119 до его высвобождения. Циркуляционный переводник 119 может также содержать ловитель 137 инструмента, установленный в нем. Ловитель 137 имеет плашки 139 на своем нижнем конце для соединения с верхним концом подъемного инструмента 73, когда инструмент возвращается на поверхность. Расходные отверстия 141 проходят через установочный участок для обеспечения прохода потока вниз через циркуляционный переводник 119.

В данном примере захватное устройство 27 колонны обсадных труб показано внешнего типа с захватывающими элементами 143 для наружного захвата переводника 119. Альтернативно, устройство может иметь захваты для внутреннего диаметра переводника 119. Пика 145 проходит вниз от захвата 27 обсадной колонны в верхний конец циркуляционного переводника 119. Пика 145 имеет уплотнение 147, уплотняющееся к внутреннему диаметру циркуляционного переводника 119.

На фиг.13 показано, как оператор при выполнении работ начинает подачей насоса перемещать подъемный инструмент 73 вниз для соединения с компоновкой низа бурильной колонны, которая не показана на фиг.13, но которая может являться аналогичной компоновке 47 низа бурильной колонны на фиг.2. Фиксирующий штифт 135 только что высвобожден. Буровой насос 37 перекачивает менее плотную текучую среду; клапаны 39 и 70 открыты и клапаны 46, 61 и 74 закрыты. Текучая среда проходит вниз через шланг 35 и действует на уплотнение 75 (фиг.2) на подъемном инструменте 73. Альтернативно, если необходимо, менее плотную текучую среду 67 можно закачивать в колонну 13 обсадных труб сзади подъемного инструмента 73 через линию 129. Такое может быть необходимо, если менее плотная текучая среда несовместима с системой перекачки буровой установки или если оператор буровой установки предпочитает не перекачивать данную текучую среду буровым насосом 37. Также закачка через линию 129 может экономить время бурения, исключая необходимость перенастройки компонентов системы на конфигурацию подъема после достижения подъемным инструментом 73 компоновки низа бурильной колонны.

Оператор затем следует одному или нескольким способам, показанным фиг.1-11. Когда подъемный инструмент 73 возвращается на поверхность, как показано на фиг.14, доливной насос 72 должен заполнять до верха кольцевое пространство 15 за обсадной колонной буровым раствором 43. Вытесненная менее плотная текучая среда 67 должна уходить по выкидной линии 129 в емкость 65 менее плотной текучей среды. Клапаны 74 и 76 открыты и клапаны 39, 61 и 70 закрыты. Оператор регулирует скорость перемещения вверх подъемного инструмента 73, изменяя рабочее сечение штуцера 71. Когда подъемный инструмент 73 достигает плашек 139, он должен захватываться и удерживаться на месте вместе с компоновкой 47 низа бурильной колонны (фиг.2). Предпочтительно, уплотнение 75 (фиг.3) на подъемном инструменте 73 должно проходить и располагаться над выпускными отверстиями 123 при соединении с плашками 139. Когда уплотнения 75 проходят выпускные отверстия 123, должен наблюдаться перепад давления, поскольку дополнительная текучая среда не должна выходить из выпускных отверстий 123.

Хотя изобретение показано в нескольких формах, специалисту в данной области техники должно быть понятно, что ими оно не ограничено, но допускает различные изменения без отхода от объема изобретения. Например, вместо выпуска менее плотной текучей среды в емкость оператор может просто удалить текучую среду. Существуют другие пути уменьшения плотности текучей среды в обсадной колонне над компоновкой низа бурильной колонны, такие как нагнетание воздуха в обсадную колонну при заполнении буровым раствором. Клиновой захват на подъемном инструменте может быть установлен на буровом стопорном блоке.

Реферат

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для подъема компоновки низа бурильной колонны. Компоновку низа бурильной колонны в операции бурения на обсадной колонне поднимают посредством вытеснения текучей среды в колонне обсадных труб менее плотной текучей средой, чем текучая среда в кольцевом пространстве. Компоновка низа бурильной колонны перемещается вверх в колонне обсадных труб под действием направленной вверх силы, обусловленной различной плотностью текучих сред в колонне обсадных труб и в кольцевом пространстве. Вытесненная текучая среда выходит из колонны обсадных труб через ограничивающее поток дроссельное отверстие штуцера. Проходное сечение потока дроссельного отверстия изменяется при перемещении компоновки низа бурильной колонны вверх для регулирования скорости перемещения вверх компоновки низа бурильной колонны. Технический результат заключается в повышении эффективности подъема компоновки низа бурильной колонны. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 14 ил.

Формула