СПОСОБ ИСПЫТАНИЯ ЗЕМЛЯНОГО ПЛАСТА ПРИ БУРЕНИИ С КОНТРОЛЕМ ДАВЛЕНИЯ (ВАРИАНТЫ) Российский патент 2016 года по МПК E21B47/06 

Область техники, к которой относится изобретение

Раскрытое изобретение относится к оборудованию, которое используют, и процессам, которые выполняют совместно с работами по бурению скважин, в частности в описанном здесь варианте осуществления, к испытанию пласта при бурении с контролем давления.

Уровень техники

Бурение с контролем давления хорошо известно как область точного управления забойным давлением в процессе бурения с использованием закрытого кольцевого пространства и средства для регулирования давления в указанном кольцевом пространстве. В типовом исполнении кольцевое пространство закрыто при бурении с использованием вращающегося управляющего устройства (RCD - от англ. rotating control device, также известного как вращающаяся управляющая головка или вращающийся противовыбросовый превентор), герметизирующего пространство вокруг буровой трубы при ее вращении.

Таким образом, очевидно, что возможность выполнения испытания пласта в процессе бурения с контролем давления имеет практическую значимость.

Сущность изобретения

В одном варианте осуществления настоящего изобретения предложен способ испытания земляного пласта, содержащий этапы, на которых осуществляют: постепенное открытие дросселя во время приостановления бурения пласта, тем самым обеспечивая снижение давления в стволе скважины; приостановление циркуляции буровой текучей среды через буровую колонну перед постепенным открытием дросселя; и детектирование притока в ствол скважины вследствие снижения давления в стволе скважины.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения предложен способ испытания земляного пласта, содержащий этапы, на которых осуществляют: бурение пласта при герметично изолированном от атмосферы кольцевом пространстве между буровой колонной и стволом скважины; приостановление циркуляции буровой текучей среды через буровую колонну; детектирование притока в ствол скважины вследствие снижения давления в стволе скважины во время приостановления циркуляции; и определение приблизительного порового давления пласта как давления в стволе скважины при детектировании притока.

В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения предложен способ испытания земляного пласта, содержащий этапы, на которых осуществляют: бурение пласта при герметично изолированном от атмосферы кольцевом пространстве между буровой колонной и стволом скважины; последующее постепенное открытие дросселя во время приостановления бурения, обеспечивающее снижение давления в стволе скважины; приостановление циркуляции буровой текучей среды через буровую колонну перед постепенным открытием дросселя; детектирование притока в ствол скважины вследствие снижения давления в стволе скважины; и определение приблизительного порового давления пласта как давления в стволе скважины при детектировании притока.

Краткое описание чертежей

На фиг. 1 наглядно представлены вид системы бурения скважины и способ, посредством которого могут быть осуществлены принципы раскрытого изобретения.

На фиг. 2 наглядно представлена блок-схема системы управления давлением и потоком, которая может быть использована в системе и способе бурения скважины.

На фиг. 3 наглядно представлена маршрутная карта способа испытания пласта, в котором могут быть осуществлены принципы раскрытого изобретения.

На фиг. 4 наглядно представлена маршрутная карта другого варианта способа испытания пласта.

Осуществление изобретения

На фиг. 1 наглядно показаны система 10 бурения скважин и соответствующий способ, в котором могут быть осуществлены принципы раскрытого изобретения. В системе 10 бурение ствола 12 скважины происходит путем вращения бурового долота 14 на конце буровой колонны 16. Буровая текучая среда 18, также известная как промывочная текучая среда, циркулирует вниз по буровой колонне, из бурового долота 14 вверх по кольцевому пространству 20, сформированному между буровой колонной и стволом 12 скважины, для охлаждения буровой колонны, смазывания буровой колонны, удаления разрушенной породы и обеспечения средства измерения для управления забойным давлением. Обратный клапан 21 (обычно невозвратный клапан с заслонкой) предотвращает течение буровой текучей среды 18 вверх по буровой колонне 16 (например, при выполнении соединений в буровой колонне).

Управление забойным давлением является очень важным аспектом при бурении с контролем давления, а также в других типах буровых операций. Предпочтительно, забойным давлением управляют с высокой точностью для предотвращения чрезмерных потерь текучей среды в земляной пласт 82, окружающий ствол 12 скважины, образования нежелательных разрывов пласта и создания нежелательного притока пластовых текучих сред в ствол скважины и так далее.

В типичном варианте бурения с контролем давления требуется поддерживать забойное давление лишь немного выше порового давления пласта, но не выше давления разрыва пласта. Данная технология особенно полезна в ситуациях, где разница между поровым давлением и давлением разрыва относительно невелика.

В типичном бурении с отрицательным дифференциальным давлением необходимо поддерживать забойное давление чуть ниже порового давления, получая тем самым управляемый приток текучей среды из пласта.

В обычном бурении с положительным дифференциальным давлением необходимо поддерживать забойное давление чуть выше порового давления, тем самым предотвращая (или по меньшей мере сокращая) приток текучей среды из пласта. Кольцевое пространство 20 может быть открыто для атмосферы на поверхности при бурении с положительным дифференциальным давлением, и давлением в стволе скважины управляют посредством коррекции плотности буровой текучей среды 18 в процессе бурения.

Для управления давлением в буровую текучую среду 18 может быть добавлен азот, или другой газ, или другая более легкая по массе текучая среда. Данная технология полезна, например, в буровых операциях с отрицательным дифференциальным давлением.

В системе 10 дополнительное управление забойным давлением осуществляют путем закрытия кольцевого пространства 20 (например, путем изолирования его от связи с атмосферой на поверхности и обеспечения возможности повышения давления кольцевого пространства на поверхности или вблизи нее) с использованием вращающегося управляющего устройства 22 (RCD). Вращающееся управляющее устройство 22 герметизирует пространство вокруг буровой колонны 16 над устьем 24 скважины. Хотя это не показано на фиг. 1, буровая колонна 16 будет проходить вверх через вращающееся устройство управления 22 для соединения с, например, роторным столом (не показан), линией 26 стояка, приводом ведущей трубы (не показан), верхним приводом и/или другим типичным буровым оборудованием.

Буровая текучая среда 18 вытекает из устья 24 скважины через боковую задвижку 28, связанную с кольцевым пространством 20 ниже вращающегося управляющего устройства 22. Текучая среда 18 затем протекает через линии 30, 73 возврата промывочной текучей среды к дроссельному манифольду 32, который содержит резервированные дроссели 34 (одновременно может быть использован только один). Противодавление прикладывают к кольцевому пространству 20 путем переменного ограничения потока текучей среды 18 через один или более функционирующих резервированных дросселей 34.

Чем больше ограничение потока через функционирующий дроссель (дроссели) 34, тем больше противодавление, приложенное к кольцевому пространству 20. Таким образом, давление в стволе скважины (например, давление в забое ствола 12 скважины, давление на башмаке обсадной колонны, давление в отдельно взятом пласте или участке и так далее) можно легко регулировать, изменяя противодавление, прикладываемое к кольцевому пространству 20. Для определения давления, прикладываемого к кольцевому пространству 20 на поверхности или вблизи нее, можно использовать гидравлическую модель, как более подробно описано ниже, чтобы получить требуемое давление в стволе скважины так, что оператор (или автоматическая система управления) может без труда определить, как регулировать давление, приложенное к кольцевому пространству, на поверхности или вблизи нее (которое можно легко измерить) для достижения требуемого давления в стволе скважины.

Давление, приложенное к кольцевому пространству 20, может быть измерено на поверхности или близи поверхности посредством различных датчиков 36, 38, 40 давления, каждый из которых имеет связь с указанным кольцевым пространством. Датчик 36 давления измеряет давление ниже вращающегося управляющего устройства 22, но выше блока 42 противовыбросовых превенторов (ВОР - от англ. blowout preventer stack). Датчик 38 давления измеряет давление в устье скважины ниже блока 42 противовыбросовых превенторов. Датчик 40 давления измеряет давление в линиях 30, 73 возврата промывочной текучей среды выше по потоку от дроссельного манифольда 32.

Другой датчик 44 давления измеряет давление в линии 26 бурового стояка. Еще один датчик 46 давления измеряет давление ниже по потоку от дроссельного манифольда 32, но выше по потоку от сепаратора 48, вибросита 50 и отстойника 52 промывочной текучей среды. К дополнительным датчикам относятся термометры 54, 56, кориолисов расходомер 58 и расходомеры 62, 64, 66.

Не все указанные датчики являются необходимыми. К примеру, система 10 может содержать только два из трех расходомеров 62, 64, 66. Однако входные сигналы со всех доступных датчиков полезны для гидравлической модели при определении того, каким должно быть давление в кольцевом пространстве 20 в процессе выполнения буровых операций.

При необходимости можно использовать датчики других типов. Например, расходомер 58 не обязательно должен быть кориолисовым, так как вместо него допускается использование расходомера турбинного, акустического или другого типа.

Кроме того, буровая колонна 16 может быть оснащена своими собственными датчиками 60, например, для прямого измерения давления в стволе скважины. Такие датчики 60 могут быть такого известного специалистам данной области техники типа, как датчики измерения давления в процессе бурения (PWD - от англ. pressure while drilling), датчики скважинных измерений в процессе бурения (MWD - от англ. measurement while drilling) и/или датчики каротажа в процессе бурения (LWD - от англ. logging while drilling). Данные системы датчиков буровой колонны по существу обеспечивают по меньшей мере измерение давления, но могут также обеспечивать измерение температуры, детектирование характеристик буровой колонны (например, вибрации, нагрузки на долото, прилипания-проскальзывания и так далее), характеристик пласта (сопротивления, плотности и так далее) и/или производить другие измерения. Для передачи измерений скважинных датчиков на поверхность можно применять различные виды проводной или беспроводной телеметрии (акустическую, на основе импульсов давления, электромагнитную и так далее). В стенке буровой колонны 16 могут быть предусмотрены линии связи (например, электрические, оптические, гидравлические и прочие) для передачи питания, данных, команд, давления, потока и так далее.

При необходимости в систему 10 могут быть введены дополнительные датчики. Например, еще один расходомер 67 можно использовать для измерения расхода потока текучей среды 18, вытекающей через устье 24 скважины, другой кориолисовый расходомер (не показан) может быть напрямую подключен выше по потоку или ниже по потоку от бурового насоса 68 промывочной текучей среды и так далее.

При необходимости в систему 10 может быть установлено и меньшее количество датчиков. Например, вместо применения расходомера 62 или каких-либо других расходомеров производительность бурового насоса 68 промывочной текучей среды может быть определена путем подсчета числа ходов поршня насоса.

Необходимо иметь в виду, что сепаратор 48 может быть как трехфазным, так и четырехфазным или газовым сепаратором промывочной текучей среды (иногда называемым «буровым дегазатором»). Однако применение сепаратора 48 в системе 10 не является обязательным.

Буровую текучую среду 18 перекачивают через линию 26 бурового стояка внутрь буровой колонны 16 посредством бурового насоса 68 промывочной текучей среды. Насос 68 забирает текучую среду 18 из отстойника 52 промывочной текучей среды и через нагнетательный манифольд 70 перекачивает его в буровой стояк 26. Затем текучая среда циркулирует вниз сквозь буровую колонну 16, наверх через кольцевое пространство 20 по линиям 30, 73 возврата промывочной текучей среды через дроссельный манифольд 32, а затем через сепаратор 48 и вибросито 50 в отстойник 52 промывочной текучей среды для обработки и рециркуляции.

Необходимо иметь в виду, что в системе 10, как до сих пор описывалось выше, дроссель 34 не может быть использован для управления противодавлением, прикладываемым к кольцевому пространству 20, с целью управления давлением в стволе скважины, если текучая среда 18 не течет через указанный дроссель. В обычном бурении с положительным дифференциальным давлением возникнет недостаток потока текучей среды 18, например, при выполнении соединений в буровой колонне 16 (например, при добавлении отрезка буровой трубы к буровой колонне при бурении ствола скважины 12 глубже), и недостаток циркуляции потребует регулирования давления в стволе скважины только путем изменения плотности текучей среды 18.

Однако в системе 10 может быть сохранен поток текучей среды 18 через дроссель 34 даже при отсутствии циркуляции текучей среды через буровую колонну 16 и кольцевое пространство 20 во время выполнения соединения в буровой колонне. Таким образом, к кольцевому пространству 20 все еще может быть приложено давление путем ограничения потока текучей среды 18 через дроссель 34, даже если отдельный насос противодавления не используют. Тем не менее, в других случаях, при необходимости, насос противодавления (не показан) может быть использован для создания давления в кольцевом пространстве 20 в то время, пока текучая среда 18 не циркулирует через буровую колонну 16.

Согласно примеру на фиг. 1, когда текучая среда 18 не циркулирует через буровую колонну 16 и кольцевое пространство 20 (например, когда выполняют соединение в буровой колонне), указанную текучую среду перекачивают от насоса 68 к дроссельному манифольду 32 по обводной линии 72, 75. Таким образом, текучая среда 18 может быть пущена в обход линии 26 бурового стояка, буровой колонны 16 и кольцевого пространства 20 и может течь из насоса 68 напрямую к возвратной линии 30 промывочной текучей среды, которая сохраняет связь с кольцевым пространством 20. Ограничение указанного потока дросселем 34, таким образом, создаст давление в кольцевом пространстве 20 (например, при типичном бурении с контролем давления).

Как показано на фиг. 1, и обводная линия 75, и линия 30 возврата промывочной текучей среды имеют связь с кольцевым пространством 20 посредством единственной линии 73. Однако вместо этого, обводная линия 75 и линия 30 возврата промывочной текучей среды могут быть соединены с устьем 24 скважины по отдельности, например, с использованием дополнительной боковой задвижки (к примеру, ниже вращающегося управляющего устройства 22) и в таком случае каждая из линий 30, 75 будет иметь прямую связь с кольцевым пространством 20.

Хотя это может потребовать установки дополнительных труб на буровой площадке, воздействие на давление в кольцевом пространстве по существу будет таким же, как в случае подключения обводной линии 75 и линии 30 возврата промывочной текучей среды к общей линии 73. Таким образом, следует учитывать, что можно применять различные конфигурации компонентов системы 10 без отступлений от принципов раскрытого изобретения.

Поток текучей среды 18 через обводную линию 72, 75 регулируют дросселем или устройством 74 управления потоком другого типа. Линия 72 расположена выше по потоку от устройства 74 управления обводным потоком, и линия 75 расположена ниже по потоку от устройства управления обводным потоком.

Потоком текучей среды 18 в буровом стояке 26 по существу управляют посредством клапана или устройства 76 управления потоком другого типа. Следует иметь в виду, что устройства 74, 76 управления потоком выполнены с возможностью независимого управления, что обеспечивает значительные преимущества для системы 10, как более подробно описано ниже.

Поскольку расход текучей среды 18, протекающей через каждый стояк и обводные линии 26, 72, полезен при определении того, как указанные потоки влияют на забойное давление, расходомеры 64, 66 изображены на фиг. 1 подключенными в указанные линии. Однако расход потока, протекающего через буровой стояк 26, можно определить даже при использовании только расходомеров 62, 64, а расход потока, проходящего через обводную линию 72, можно определить даже при использовании только расходомеров 62, 66. Таким образом, следует понимать, что система 10 не обязательно должна содержать все датчики, изображенные на фиг. 1 и описанные здесь, а также, наоборот, что указанная система может содержать дополнительные датчики, различные их комбинации и/или типы и так далее.

Другим полезным признаком системы 10 является возможность использования устройства 78 управления обводным потоком для заполнения бурового стояка 26 и буровой колонны 16 после выполнения соединения в буровой колонне и для уравнивания давления между буровым стояком и линиями 30, 73 возврата промывочной текучей среды перед открытием устройства 76 управления потоком. В противном случае, резкое открытие устройства 76 управления потоком до заполнения линии 26 бурового стояка и буровой колонны 16 текучей средой и создания в них давления, может служить причиной нежелательного нестационарного давления в кольцевом пространстве 20 (например, по причине временного отсутствия потока на дроссельном манифольде 32 во время заполнения текучей средой бурового стояка и буровой колонны и так далее).

Посредством открытия устройства 78 управления обводным потоком после выполнения соединения обеспечивается возможность заполнения бурового стояка 26 и буровой колонны 16 текучей средой 18, в то время как по существу большая часть текучей среды продолжает течь через обводную линию 72, тем самым позволяя непрерывно осуществлять управляемое приложение давления к кольцевому пространству 20. После выравнивания давлений в линии 26 бурового стояка, линиях 30, 76 возврата промывочной текучей среды и обводной линии 75 устройство 74 управления можно закрыть для того, чтобы медленно перенаправить большую часть текучей среды 18 из обводной линии 72 в линию 26 бурового стояка.

Перед выполнением соединения в буровой колонне 16 такие же действия, только в обратном порядке, можно выполнить для постепенного перенаправления потока текучей среды 18 из линии 26 бурового стояка в обводную линию 72 для подготовки к добавлению буровых труб к буровой колонне 16. То есть устройство 74 управления потоком может быть постепенно открыто для медленного перенаправления большей части текучей среды 18 из линии 26 бурового стояка в обводную линию 72, и затем устройство 76 управления потоком может быть закрыто.

Следует иметь в виду, что устройства 76, 78 управления потоком могут быть встроены в единое устройство 81 управления потоком (например, в один дроссель, который может быть постепенно открыт для медленного заполнения и нагнетания давления в линии 26 бурового стояка и буровой колонне 16 после выполнения соединения буровой трубы и затем открыт полностью для обеспечения максимального потока во время бурения). Однако, поскольку типичные буровые установки оборудованы устройством 76 управления потоком в виде клапана в нагнетательном манифольде 70, и применение клапана бурового стояка внедрено в обычную практику бурения, в настоящее время предпочтительно использование индивидуально функционирующих устройств 76, 78 управления потоком.

Система 90 управления потоком и давлением, которая может быть использована совместно с системой 10, и соответствующий способ по фиг. 1 наглядно изображены на фиг. 2. Система 90 управления предпочтительно является полностью автоматизированной, хотя некоторое человеческое вмешательство может быть использовано, например, для предотвращения неисправной работы, запуска определенных процедур, обновления параметров и так далее.

Система 90 управления содержит гидравлическую модель 92, интерфейс 94 сбора данных и управления и контроллер 96 (например, программируемый логический контроллер или ПЛК, соответствующим образом запрограммированный компьютер и так далее). Хотя указанные элементы 92, 94, 96 представлены на фиг. 2 по отдельности, любой или все из них можно объединить в единое устройство, или функции указанных элементов могут быть разделены между дополнительными элементами, или могут быть предусмотрены другие дополнительные элементы и/или функции и так далее.

Гидравлическую модель 92 используют в системе 90 управления для определения требуемого давления в кольцевом пространстве на поверхности или вблизи поверхности для достижения требуемого давления в стволе скважины. Такие данные, как геометрия скважины, свойства текучей среды и информация о периферийной скважине (например, геотермический градиент, градиент порового давления и так далее) применяют в гидравлической модели 92 для определения вышеупомянутых параметров наряду с данными датчика в реальном времени, собираемыми интерфейсом 94 сбора данных и управления.

Таким образом, между гидравлической моделью 92 и интерфейсом 94 сбора данных и управления происходит непрерывный двухсторонний обмен данными и информацией. Важно понимать, что интерфейс 94 сбора данных и управления работает для поддержания по существу непрерывного потока информации в реальном времени от датчиков 44, 54, 66, 62, 64, 60, 58, 46, 36, 38, 40, 56, 67 к гидравлической модели 92 так, чтобы указанная гидравлическая модель обладала информацией, необходимой ей для адаптации к меняющимся обстоятельствам и для обновления требуемого давления в кольцевом пространстве, причем указанная гидравлическая модель работает для по существу непрерывного снабжения интерфейса сбора данных и управления значением для требуемого давления в кольцевом пространстве.

Для применения в качестве гидравлической модели 92 в системе 90 управления подходит система REAL-TIME HYDRAULICS (ТМ), поставляемая Halliburton Energy Services, Inc., г. Хьюстон, штат Техас, США. Другой подходящей гидравлической моделью является модель, поставляемая под торговой маркой IRIS (ТМ), и еще одна модель доступна от компании SINTEF, г. Тронхейм, Норвегия. Любая подходящая гидравлическая модель может быть использована в системе 90 управления, если она соответствует принципам раскрытого изобретения.

Подходящими интерфейсами сбора данных и управления для использования в качестве интерфейса 94 в системе 90 управления являются SENTRY (ТМ) и INSITE (ТМ), поставляемые Halliburton Energy Services, Inc. Любой подходящий интерфейс сбора данных и управления может быть использован в системе 90 управления, если он соответствует принципам раскрытого изобретения.

Контроллер 96 работает для поддержания требуемого заданного значения давления в кольцевом пространстве, управляя работой дросселя 34 линии возврата промывочной текучей среды. Когда обновленное требуемое давление в кольцевом пространстве передают от интерфейса 94 сбора данных и управления на контроллер 96, указанный контроллер использует указанное требуемое давление в кольцевом пространстве в качестве заданного значения и управляет работой дросселя 34 таким образом (например, увеличивая или уменьшая сопротивление потока при проходе через дроссель по необходимости), чтобы поддерживать указанное заданное значение давления в кольцевом пространстве 20. Дроссель 34 можно закрыть сильнее для увеличения сопротивления потоку или открыть сильнее для снижения сопротивления потоку.

Поддержание заданного значения давления осуществляют путем сравнения заданного значения давления с измеренным давлением в кольцевом пространстве (например, с давлением, измеренным любым из датчиков 36, 38, 40) и путем уменьшения сопротивления потоку через дроссель 34 в случае, если указанное измеренное давление выше указанного заданного значения, и путем увеличения сопротивления потоку через дроссель, если указанное измеренное давление меньше указанного заданного значения. Естественно, если указанное измеренное давление и указанное заданное значение совпадают, нет необходимости в коррекции работы дросселя 34. Данный процесс предпочтительно автоматизирован так, чтобы вмешательство человека не требовалось, хотя при необходимости человеческое вмешательство в процесс допустимо.

Контроллер 96 может быть также использован для управления устройствами 76, 78 управления потоком в буровом стояке и устройством 74 управления обводным потоком. Контроллер 96, таким образом, может быть использован для автоматизации процессов по перенаправлению потока текучей среды 18 из линии 26 бурового стояка в обводную линию 72 перед выполнением соединения в буровой колонне 16 и последующему перенаправлению потока из обводной линии в линию бурового стояка после выполнения соединения, и последующему возобновлению нормальной циркуляции текучей среды 18 для бурения. Опять же, в данном автоматическом процессе не потребуется вмешательство человека, хотя при необходимости оно допустимо, например, для запуска каждого процесса поочередно, для ручного управления компонентом системы и так далее.

На фиг. 4 в виде блок-схемы наглядно изображен способ 100 испытания земляного пласта 82 (см. фиг. 1). Способ 100 может быть осуществлен совместно со скважинной системой 10, описанной выше, или с другими системами. Таким образом, способ 100 не ограничен какими-либо деталями скважинной системы 10, описанной здесь или изображенной на чертежах.

На этапе 102 способ 100 начинается с продолжения бурения. В скважинной системе 10 буровая текучая среда 18 циркулирует через буровую колонну 16 и кольцевое пространство 20 во время вращения бурового долота 14. Во время бурения нет необходимости во вращении всей буровой колонны 16, так как буровой двигатель или забойный двигатель (не показан) может быть использован для передачи крутящего момента на буровое долото без вращения всей буровой колонны.

При продолжении бурения кольцевое пространство 20 изолировано от атмосферы земли вращающимся управляющим устройством 22. Естественно, если буровую колонну 16 не вращают в процессе бурения, кольцевое пространство 20 может быть изолировано посредством устройства, которое не вращают вместе с буровой колонной.

На этапе 104 бурение пласта 82 приостанавливают. Буровое долото 14 предпочтительно поднимают в зону, где оно не будет контактировать с пластом 82, так что указанное буровое долото не врезается в пласт. На данном этапе для справки могут быть измерены такие параметры, как момент вращения буровой колонны, давление в стволе 12 скважины (например, измеренное скважинными датчиками 60), давление в кольцевом пространстве 20 на поверхности (например, измеренное датчиками 36, 38, 40) и так далее.

На этапе 106 циркуляцию текучей среды 18 через буровую колонну 16 приостанавливают. Приостановление циркуляции удаляет потери давления на трение из давления в стволе скважины, так как поток текучей среды 18 проходит через кольцевое пространство 20. Поэтому следствием приостановления циркуляции должно быть небольшое снижение давления в стволе 12 скважины.

Если датчики 60 имеют связь с поверхностью, например, посредством беспроводной телеметрии (к примеру, акустической или электромагнитной телеметрии) или проводной связи (к примеру, по электрическим, оптическим и другим линиям на поверхность), то измерения скважинного давления могут быть получены, как описано в способе 100. Если циркуляция текучей среды 18 необходима для передачи измерений от датчиков 60 на поверхность, то измерения можно получить после возобновления циркуляции (см. этап 116).

На этапе 108 осуществляют мониторинг потока, вытекающего из кольцевого пространства 20, в то время как на этапе 110 дроссель 34 постепенно открывают. Как говорилось выше, пока текучая среда 18 циркулирует через буровую колонну 16 и кольцевое пространство 20, дальнейшее открытие дросселя 34 влечет за собой снижение противодавления, прилагаемого к кольцевому пространству, и тем самым вызовет снижение давления в стволе 12 скважины. Однако пока циркуляция текучей среды 18 отсутствует, постепенное открытие дросселя 34 повлечет за собой еще более быстрое снижение давления в стволе 12 скважины.

На этапе 112 после постепенного открытия дросселя 34 поток, выходящий из ствола 12 скважины, проверяют для того, чтобы определить, превышает ли указанный поток тот, который возникает только по причине снижения давления в скважине. Если нет, то дроссель 34 продолжают постепенно открывать (то есть способ 100 возвращают на этапы 108, 110).

Если поток, вытекающий из ствола 12 скважины, больше, чем он должен быть вследствие снижения давления в скважине (гидравлическая модель 92 может определить, когда это происходит), это является показателем того, что появился приток 84 пластовой текучей среды из пласта 82 в ствол скважины (см. фиг. 1). Приток 84 будет появляться, когда давление в стволе 12 скважины приблизительно равно поровому давлению в пласте 82 или немного его меньше. Таким образом, путем детектирования появления притока 84 и определения давления в стволе 12 скважины при появлении притока, можно приблизительно определить поровое давление пласта 82.

На этапе 114 определяют поровое давление. Если датчики 60 имеют связь с поверхностью во время детектирования притока 84, то давление в стволе 12 скважины можно измерить напрямую в реальном времени. Поровое давление пласта 82 приблизительно равно давлению в стволе 12 скважины при появлении притока 84.

Если датчики 60 не имеют связи с поверхностью во время детектирования притока 84 (например, если для передачи измерений датчика на поверхность используют гидроимпульсную телеметрию), то измерения датчика могут быть получены после возобновления циркуляции на этапе 116. Дополнительно или альтернативно, давление в кольцевом пространстве 20 на поверхности (к примеру, измеренное датчиками 36, 38, 40) может быть добавлено к гидростатическому давлению вследствие наличия в кольцевом пространстве статического столба текучей среды 18. Указанная сумма приблизительно равна поровому давлению пласта 82.

На этапе 116 циркуляцию текучей среды 18 через буровую колонну 16 и кольцевое пространство 20 возобновляют. Измерения давления в стволе 12 скважины могут быть получены от датчиков 60, в данный момент использующих гидроимпульсную телеметрию, в случае, если указанные измерения датчиков были не доступны после этапа 106.

На этапе 118 поровое давление, которое было определено на этапе 114, проверяют с использованием скважинных датчиков 60. Возможно, поровое давление ранее было рассчитано на основании измерений давления на поверхности, плотности буровой текучей среды 18 и так далее. Однако любые подобные расчеты порового давления предпочтительно сверять на этапе 118 с фактическими измерениями давления в стволе 12 скважины вблизи пласта 82 с использованием скважинных датчиков 60. Естественно, если скважинные датчики 60 были использованы для измерения давления в стволе 12 скважины и для определения порового давления, то можно не выполнять этап 118 проверки.

На этапе 120 бурение возобновляют. Буровое долото 14 снова вращают и буровую колонну 16 опускают для врезания в пласт 82. Так как поровое давление пласта 82 теперь уже было измерено, давлением в стволе 12 скважины можно управлять более точно по отношению к поровому давлению для выполнения задач бурения с контролем давления (снижение повреждений пласта, уменьшение потерь текучей среды и так далее). Для прогнозирования порового давления в пласте 82 гораздо более предпочтительно полагаться на данные о градиенте порового давления, полученные из периферийной скважины.

Другой вариант способа 100 наглядно изображен на фиг. 4. В данном варианте продолжают циркуляцию текучей среды 18 через буровую колонну 16 и кольцевое пространство 20 во время постепенного открытия дросселя 34 и определения порового давления. Таким образом, этапы 106 и 116 варианта способа 100 с фиг. 3 не используют в варианте способа с фиг. 4.

Кроме того, вместо этапа 108 мониторинга потока, вытекающего из ствола 12 скважины, во время постепенного открытия дросселя 34, способ 100 с фиг. 4 содержит этап 122, на котором осуществляют мониторинг как потока, втекающего в ствол скважины, так и потока, вытекающего из ствола скважины. Для мониторинга потока, вытекающего из ствола 12 скважины, может быть использован расходомер 66, а для мониторинга потока, вытекающего из ствола скважины, может быть использован расходомер 58.

Кроме того, способ 100 по фиг. 4 вместо этапа 112, на котором определяют, превышает ли поток, вытекающий из ствола 12 скважины, поток, возникающий вследствие снижения давления дросселем, содержит этап 124, на котором определяют, превышает ли поток, вытекающий из ствола скважины, поток, втекающий в ствол скважины. Если поток, вытекающий из ствола 12 скважины, превышает поток, втекающий в ствол скважины, это указывает на появление притока 84.

Если поток, вытекающий из ствола 12 скважины, не превышает поток, втекающий в ствол скважины, тогда приток 84 не появляется и дроссель 34 снова постепенно открывают. Указанные этапы повторяют, пока не будет детектирован приток 84.

При появлении притока 84 поровое давление в пласте 82 будет приблизительно равным или немного выше давления в стволе 12 скважины. Датчики 60 могут быть использованы для измерения давления в стволе 12 скважины в реальном времени. Так как текучая среда 18 продолжает течь через буровую колонну 16 и кольцевое пространство 20, при необходимости для передачи на поверхность измерений давления и других измерений датчиков может быть использована гидроимпульсная телеметрия.

Альтернативно или дополнительно, давление в кольцевом пространстве 20 на поверхности (например, измеренное датчиками 36, 38, 40) может быть добавлено к гидростатическому давлению вследствие наличия в кольцевом пространстве статического столба текучей среды 18 и к потерям давления на трение вследствие течения текучей среды через кольцевое пространство. Указанная сумма приблизительно равна поровому давлению пласта 82.

Теперь полностью очевидно, что раскрытое изобретение обеспечивает существенные усовершенствования в области испытаний пласта. В конкретных вышеуказанных примерах можно эффективно провести испытания пласта 82 совместно с бурением с контролем давления. Более того, в конкретных вышеописанных примерах можно легко определить поровое давление пласта 82.

В вышеприведенном раскрытии изобретения предложен способ 100 испытания земляного пласта 82. Способ 100 может содержать постепенное открытие дросселя 34 во время приостановления бурения пласта 82, тем самым обеспечивающее снижение давления в стволе 12 скважины. Детектируют приток 84 в ствол 12 скважины (из-за снижения давления в стволе 12 скважины).

Способ 100 также может содержать проверку давления в стволе 12 скважины с использованием по меньшей мере одного датчика 60 давления в стволе 12 скважины.

Способ 100 может содержать приостановление циркуляции буровой текучей среды 18 через буровую колонну 16 перед постепенным открытием дросселя 34. Способ также может содержать проверку давления в стволе 12 скважины посредством по меньшей мере одного датчика 60 давления в стволе 12 скважины после возобновления циркуляции буровой текучей среды 18 через буровую колонну 16.

Постепенное открытие дросселя 34 обычно выполняют множество раз. Постепенное открытие дросселя 34 может быть приостановлено при детектировании притока 84.

Детектирование притока 84 может содержать детектирование того, как текучая среда 18 вытекает из ствола 12 скважины, и/или детектирование того, когда поток текучей среды 18, вытекающий из ствола скважины, превышает поток текучей среды 18, втекающий в ствол 12 скважины.

Способ 100 может содержать определение приблизительного значения порового давления в пласте 82 как давления в стволе 12 скважины при детектировании притока 84. Определение приблизительного порового давления в пласте 82 может содержать суммирование давления в кольцевом пространстве 20 вблизи поверхности с гидростатическим давлением в стволе 12 скважины или определение приблизительного порового давления пласта 82 может содержать суммирование давления в кольцевом пространстве 20 вблизи поверхности с гидростатическим давлением в стволе 12 скважины и с потерями давления на трение вследствие циркуляции текучей среды через ствол скважины.

Способ 100 также может содержать бурение пласта 82 перед постепенным открытием дросселя 34 при герметично изолированном от атмосферы кольцевом пространстве 20 между буровой колонной и стволом 12 скважины.

Также выше раскрыт способ 100 испытания земляного пласта 82, который может содержать: бурение пласта 82 при герметично изолированном от атмосферы кольцевом пространстве 20 между буровой колонной 16 и стволом 12 скважины; приостановление циркуляции буровой текучей среды 18 через буровую колонну 16; детектирование притока 84 в ствол 12 скважины вследствие снижения давления в стволе 12 скважины во время приостановления циркуляции; и определение приблизительного порового давления пласта 82 как давления в стволе 12 скважины при детектировании притока 84.

В вышеприведенном раскрытии изобретения также описан способ 100 испытания земного пласта 82, который может содержать: бурение пласта 82 при герметично изолированном от атмосферы кольцевом пространстве 20 между буровой колонной 16 и стволом 12 скважины; последующее постепенное открытие дросселя 34 во время приостановления бурения, тем самым обеспечивающее снижение давления в стволе 12 скважины; детектирование притока 84 в ствол 12 скважины вследствие снижения давления в стволе 12 скважины; и определение приблизительного порового давления пласта 82 как давления в стволе 12 скважины при детектировании притока 84.

Хотя способ 100 описан выше совместно с бурением с контролем давления ствола 12 скважины, следует принимать во внимание, что данный способ может быть реализован на практике совместно с другими способами бурения, содержащими изоляцию кольцевого пространства 20 от земной атмосферы (к примеру с использованием вращающегося управляющего устройства 22 или другого кольцевого уплотнения) на поверхности или вблизи нее. Например, способ 100 можно использовать совместно с бурением с отрицательным дифференциальным давлением, любыми буровыми операциями, в которых кольцевое пространство 20 находится под давлением на поверхности в процессе бурения и так далее.

Следует понимать, что различные варианты осуществления раскрытого изобретения, описанные здесь, могут быть применены в различных ориентациях, в том числе наклонной, перевернутой, горизонтальной, вертикальной и так далее, в различных конфигурациях без отступления от принципов раскрытого изобретения. Указанные варианты осуществления описаны только в качестве примеров полезного применения принципов раскрытого изобретения, которые не ограничены какими-либо конкретными деталями указанных вариантов осуществления.

В представленном выше описании наглядных примеров, термины, обозначающие направление (например, «над», «под», «выше», «ниже» и так далее), использованы для удобства обращения к прилагаемым чертежам. В целом, слова «над», «выше», «вверх» и аналогичные термины относятся к направлению в сторону поверхности земли параллельно скважине, а «под», «ниже», «вниз» и аналогичные термины относятся к направлению от поверхности земли, вне зависимости от того горизонтально, вертикально, с наклоном или искривлением ориентирован ствол скважины. Однако следует отчетливо понимать, что объем раскрытого изобретения не ограничен какими-либо конкретными направлениями, описанными здесь.

Несомненно, специалисту в данной области техники, после тщательного рассмотрения приведенных вариантов осуществления раскрытого изобретения, понятно, что множество модификаций, дополнений, замен, исключений и другие изменения могут быть произведены в конкретных вариантах осуществления и что такие изменения предусмотрены принципами раскрытого изобретения. Соответственно, представленное выше подробное описание следует рассматривать только в качестве иллюстрации и примера, а сущность и объем изобретения ограничены только прилагаемыми пунктами формулы изобретения и их эквивалентами.

Изобретение относится к испытанию пласта при бурении с контролем давления. Техническим результатом является повышение эффективности испытания пласта. Способ испытания земляного пласта содержит постепенное открытие дросселя во время приостановления бурения пласта, тем самым обеспечивающее снижение давления в стволе скважины, и детектирование притока в ствол скважины вследствие снижения давления в стволе скважины. Другой вариант способа содержит бурение пласта при герметично изолированном от атмосферы кольцевом пространстве между буровой колонной и стволом скважины, последующее постепенное открытие дросселя во время приостановления бурения, тем самым обеспечивающее снижение давления в стволе скважины, и определение приблизительного порового давления пласта как давления в стволе скважины при детектировании притока. Буровая текучая среда может протекать или не протекать через буровую колонну при детектировании притока. Для проверки давления в стволе скважины может быть использован скважинный датчик давления. 3 н. и 25 з.п. ф-лы, 4 ил.

1. Способ испытания земляного пласта, содержащий шаги:
постепенное открытие дросселя во время приостановления бурения пласта, тем самым обеспечивая снижение давления в стволе скважины;
приостановление циркуляции буровой текучей среды через буровую колонну перед постепенным открытием дросселя; и
детектирование притока в ствол скважины вследствие снижения давления в стволе скважины.

2. Способ по п. 1, дополнительно содержащий проверку давления в стволе скважины посредством по меньшей мере одного датчика давления в стволе скважины.

3. Способ по п. 1, дополнительно содержащий проверку давления в стволе скважины посредством по меньшей мере одного датчика давления в стволе скважины, после возобновления циркуляции буровой текучей среды через буровую колонну.

4. Способ по п. 1, в котором постепенное открытие дросселя выполняют множество раз.

5. Способ по п. 4, в котором постепенное открытие дросселя приостанавливают при детектировании притока.

6. Способ по п. 1, в котором детектирование притока содержит детектирование того, как текучая среда вытекает из ствола скважины.

7. Способ по п. 1, в котором детектирование притока содержит детектирование того, что поток текучей среды, вытекающий из ствола скважины, превышает поток текучей среды, втекающий в ствол скважины.

8. Способ по п. 1, дополнительно содержащий определение приблизительного порового давления пласта как давления в стволе скважины при детектировании притока.

9. Способ по п. 8, в котором определение приблизительного порового давления пласта содержит суммирование давления в кольцевом пространстве вблизи поверхности с гидростатическим давлением в стволе скважины.

10. Способ по п. 8, в котором определение приблизительного порового давления пласта содержит суммирование давления в кольцевом пространстве вблизи поверхности с гидростатическим давлением в стволе скважины и потерями давления на трение вследствие циркуляции текучей среды через ствол скважины.

11. Способ по п. 1, дополнительно содержащий, перед постепенным открытием дросселя, бурение пласта при герметично изолированном от атмосферы кольцевом пространстве между буровой колонной и стволом скважины.

12. Способ испытания земляного пласта, содержащий:
бурение пласта при герметично изолированном от атмосферы кольцевом пространстве между буровой колонной и стволом скважины;
приостановление циркуляции буровой текучей среды через буровую колонну;
детектирование притока в ствол скважины вследствие снижения давления в стволе скважины во время приостановления циркуляции; и
определение приблизительного порового давления пласта как давления в стволе скважины при детектировании притока.

13. Способ по п. 12, дополнительно содержащий, после приостановления циркуляции и перед детектированием притока, постепенное открытие дросселя, обеспечивающее снижение давления в стволе скважины.

14. Способ по п. 13, в котором постепенное открытие дросселя выполняют множество раз.

15. Способ по п. 14, в котором постепенное открытие дросселя приостанавливают при детектировании притока.

16. Способ по п. 12, дополнительно содержащий проверку давления в стволе скважины посредством по меньшей мере одного датчика давления в стволе скважины после возобновления циркуляции буровой текучей среды через буровую колонну.

17. Способ по п. 12, дополнительно содержащий проверку давления в стволе скважины посредством по меньшей мере одного датчика давления в стволе скважины.

18. Способ по п. 12, в котором детектирование притока содержит детектирование того, как текучая среда вытекает из ствола скважины.

19. Способ по п. 12, в котором определение приблизительного порового давления пласта содержит суммирование давления в кольцевом пространстве вблизи поверхности с гидростатическим давлением в стволе скважины.

20. Способ испытания земляного пласта, содержащий:
бурение пласта при герметично изолированном от атмосферы кольцевом пространстве между буровой колонной и стволом скважины;
последующее постепенное открытие дросселя во время приостановления бурения, обеспечивающее снижение давления в стволе скважины;
приостановление циркуляции буровой текучей среды через буровую колонну перед постепенным открытием дросселя;
детектирование притока в ствол скважины вследствие снижения давления в стволе скважины; и
определение приблизительного порового давления пласта как давления в стволе скважины при детектировании притока.

21. Способ по п. 20, дополнительно содержащий проверку давления в стволе скважины посредством по меньшей мере одного датчика давления в стволе скважины.

22. Способ по п. 20, дополнительно содержащий проверку давления в стволе скважины посредством по меньшей мере одного датчика давления в стволе скважины после возобновления циркуляции буровой текучей среды через буровую колонну.

23. Способ по п. 20, в котором постепенное открытие дросселя выполняют множество раз.

24. Способ по п. 23, в котором постепенное открытие дросселя приостанавливают при детектировании притока.

25. Способ по п. 20, в котором детектирование притока содержит детектирование того, как текучая среда вытекает из ствола скважины.

26. Способ по п. 20, в котором детектирование притока содержит детектирование того, что поток текучей среды, вытекающий из ствола скважины, превышает поток текучей среды, втекающий в ствол скважины.

27. Способ по п. 20, в котором определение приблизительного порового давления пласта содержит суммирование давления в кольцевом пространстве вблизи поверхности с гидростатическим давлением в стволе скважины.

28. Способ по п. 20, в котором определение приблизительного порового давления пласта содержит суммирование давления в кольцевом пространстве вблизи поверхности с гидростатическим давлением в стволе скважины и потерями давления на трение вследствие циркуляции текучей среды через ствол скважины.