Регулирование давления обратного потока во время подъема компоновки низа бурильной колонны

Регулирование давления обратного потока во время подъема компоновки низа бурильной колонны

Иллюстрации

Показать все

Реферат

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