Способ и система бурения морских скважин

СПОСОБ И СИСТЕМА БУРЕНИЯ МОРСКИХ СКВАЖИН Способы и системы для бурения подводных скважин с двухградиентными системами бурового раствора включают бурение морских скважин с помощью подводной насосной установки,подводного штуцерного манифольда и одного или более стояка возврата бурового раствора для реализации двухградиентной системы бурового раствора. При обнаружении проявления в стволе скважины скважину останавливают и с помощью компонентов оборудования определяют,применимо ли управление давлением для удаления проявления из ствола скважины, объем проявления и величину, на которую нужно снизить плотность бурового раствора для соответствия двухградиентному гидростатическому давлению, прежде чем проявление попадет в точку приема подводного насоса. Подводную насосную установку, подводный штуцерный манифольд и стояки для бурового раствора отсекают на время удаления проявления по одной или более линии в блоке бурового стояка с помощью надводного насоса, через устье скважины и надводный штуцерный манифольд.(71)(73) Заявитель и патентовладелец: БП КОРПОРЕЙШН НОРТ АМЕРИКА ИНК. (US) Область техники Настоящее изобретение, в целом, относится к бурению морских скважин с использованием двухградиентного или многоградиентного бурового раствора. В частности, настоящее изобретение относится к системам и способам бурения в море с применением указанных способов циркуляции бурового раствора и удаления притоков из ствола скважины, таких как, без ограничения, притоки, называемые "выбросами". Уровень техники При обычном (без использования двухградиентной технологии) бурении морских скважин пластовое давление компенсируется давлением столба бурового раствора, циркулирующего от забоя скважины до буровой установки. В так называемых двухградиентных технологиях бурения, разработанных в последнее десятилетие для бурения на глубоких и сверхглубоких участках, столб бурового раствора идет только от забоя скважины до уровня дна моря, а от уровня дна и до буровой установки располагается столб морской воды либо другой менее плотной жидкости с меньшим гидростатическим давлением(May-June 2001). Для реализации двухградиентной технологии бурения в таких системах применяется насос и штуцер, в некоторых системах - подводный насос и подводный манифольд или коллектор штуцера. Подводный насос расположен вблизи уровня морского дна и служит для возврата бурового раствора и бурового шлама с уровня дна вверх от противовыбросового оборудования на поверхность по трубопроводу для возврата бурового раствора, отделенному от бурового стояка. Таким образом, существует две широких категории двухградиентных систем бурения - с применением надводного насоса и надводного или забойного штуцера (либо и того, и другого) для реализации двойного градиента и с применением подводного насоса и подводного манифольда штуцера (такая система иногда носит название "блок датчиков и клапанов"). Во всех двухградиентных системах возникает проблема удаления (или "выкачивания", или просто"циркуляции") притока (газа и/или жидкости), например "выброса", попавшего в двухградиентный буровой раствор. Способы и системы, предлагаемые в настоящем документе, применимы ко второй группе двухградиентных методов бурения из указанных выше, т.е. способы и системы, в которых для реализации двойного градиента применяется подводный насос. Хотя в предыдущих исследовательских проектах уже было разработано оборудование и методологии бурения скважин с двухградиентным буровым раствором,тем не менее известные системы и способы двухградиентного бурения и устранения притоков в скважинах при двухградиентной технологии бурения неудовлетворительны. В патенте США 6484816 (Koederitz) описана обычная ситуация с применением бурового раствора с расположенными на поверхности насосами для бурового раствора, а не вариант двухградиентного раствора, где применяется система подводных насосов. В документе приводятся способы и системы для контроля пластового давления в скважине 30, пробуренной в подземном пласте с помощью буровой установки 25 и бурильной колонны 50, согласно которым выброс может быть удален из ствола скважины и/или в скважину может быть закачан раствор для глушения, причем скорость подачи раствора может варьировать. Для управления процессом циркуляции/глушения используется программируемый контроллер 100, при этом насос для бурового раствора 90 и/или штуцер в стволе скважины 70 может управляться с помощью контроллера. С контроллером может быть связан один или несколько датчиков для измерения давления в стволе скважины и/или контроля режима циркуляции. Возможно применение систем статистического контроля производственных процессов для более эффективного регулирования с помощью контроллера. Контроллер 100 может служить также для обычного определения давления глушения при выбранной скорости подачи раствора. Контроллер может управлять компонентами, применяемыми в ходе циркуляции/глушения так, чтобы забойное давление на пласт в ходе циркуляции/глушения оставалось в основном постоянным. Хотя в документе упоминается остановка скважины и выкачивание выброса из ствола скважины при постоянном давлении на забое с помощью насоса для бурового раствора 90 и штуцера 70 или штуцерного манифольда, в описании явно указано на применение насосов для бурового раствора, "расположенных вблизи буровой установки 25" (кол. 5, строки 45-50), а не подводных насосов. В Патенте США 6755261 (Koederitz) имеется в основном такое же описание, как в патенте '816,за исключением того, что регулирование работы надводного насоса для бурового раствора 90 предназначено для получения варьируемого давления жидкости в системе циркуляции в ходе удаления выброса из ствола скважины с применением обычного бурового раствора. Нет никаких упоминаний о бурении в двухградиентной системе или о подводной насосной установке для создания двухградиентной системы либо для удаления притока, например, выброса. В патенте США 7090036 (deBoer) раскрывается система регулирования плотности бурового раствора при расположении либо на дне моря (или непосредственно над дном), либо ниже уровня дна моря в морских скважинах, либо в применении к наземному бурению. Система основана на комбинации при бурении скважины базовой жидкости меньшей/большей плотности по сравнению с раствором на буровом долоте, что создает смешанный возврат бурового раствора по стояку. За счет комбинирования соот-1 024854 ветствующих количеств бурового раствора и легкой базовой жидкости можно сделать плотность раствора в стояке равной плотности морской воды или близкой к таковой, что способствует выносу возвратного раствора на поверхность. В качестве варианта, вводя соответствующее количество тяжелой базовой жидкости в легкий возвратный буровой раствор, можно в достаточной степени утяжелить столб возвратного раствора, чтобы защитить устье скважины. На поверхности смешанный отработавший раствор проходит через систему очистки, где от раствора отделяется буровой шлам, а также буровой раствор отделяется от базовой жидкости. В указанной системе применяется отдельный "питательный трубопровод стояка 100", который ведет с поверхности до подводного переключающего вентиля 101 и служит для закачивания базовой жидкости в возвратный раствор, либо выше уровня дна либо ниже уровня дна. Важно отметить, что согласно описанию, "возвратные насосы для бурового раствора перекачивают буровой раствор на сепараторную станцию, которая предпочтительно расположена на площадке буровой установки. Сепараторная станция включает: (1) возвратные насосы для бурового раствора, (2) центробежный сепаратор для отделения базовой жидкости плотностью Mb от отработанного бурового раствора до достижения плотности бурового раствора Mi, (3) резервуар для сбора базовой жидкости, куда поступает более легкая базовая жидкость после отделения от бурового раствора и (4) резервуар для сбора бурового раствора, куда поступает более тяжелый буровой раствор ". Таким образом, отсутствует упоминание подводной насосной установки, создающей условия для двухградиентного бурения, либо о перекачивании более легкой жидкости вниз по бурильной трубе и по кольцевому пространству при поддержании постоянного давления на забое, равно как о применении подводного штуцерного манифольда для регулирования потока на подводный насос (и следовательно давления на забое). Изобретение согласно патенту США 7093662 (deBoer) аналогично изобретению, изложенному в патенте '036, и отсутствует заметное различие между двумя описаниями. В патенте '662 формула изобретения относится к системе (в отличие от патента '036, где формула изобретения относится к способу). В связи с этим патент '662 не нарушает новизну по той же причине, что и патент '036. В патентной заявке США, публ.2008/0060846 (Belcher et al.) раскрыт способ двухградиентного бурения, но не раскрывается подводная насосная установка, (на чертежах, таких как фиг. 2, насос для бурового раствора 60 расположен на поверхности.) В патентной заявке США, публ.2008/0105434 (Orbell et al.) раскрывается "универсальная морская система стояков" (OURS) и система закачки внедренная в стояк (OURS-IS). Способ предполагает управление плотностью потока в стояке для получения широкого интервала рабочих давлений и плотностей, что позволяет реализовать бурение с управляемым давлением, бурение с двойной плотностью раствора или двухградиентное бурение, а также бурение с отрицательным дифференциальным давлением. Указанный документ сложен для понимания, но вероятно в нем раскрывается подводная насосная установка, изображенная на фиг. 3g. Обсуждается бурение с управляемым давлением, как и двухградиентное бурение, однако притоки и способы их удаления не обсуждаются. Единственное упоминание событий,связанных с неконтролируемым повышением давления (выбросом) в следующее: "Система OURS позволяет проводить бурение с аэрированным азотом раствором с положительным дифференциальным давлением, более эффективно обнаруживать выбросы и бороться с ними, а также вращать колонну под давлением при потере управления скважиной". Следовательно, указанный документ не раскрывает способы и системы, перечисленные в настоящей формуле изобретения, хотя подводный насос для бурового раствора раскрыт на фиг. 3g. Обсуждение фиг. 3g в: "На фиг. 3g показана система, применяющаяся для работыDORS (Глубоководная система стояка)", а также в: "Системы OURS и OURS-IS могут функционировать и без противовыбросового оборудования на поверхности, что значительно снижает стоимость и позволяет применять технологию, показанную на фиг. 3g. На фиг. 3g также проиллюстрировано перемещениеOURS-IS на более высокую точку в стояке". В указанном документе не раскрывается способ диагностирования притоков после остановки скважины для определения применимости регулирования давления для удаления притока из скважины; определения объема выброса; определения величины, на которую нужно снизить плотность раствора для соответствия двухградиентному гидростатическому давлению,прежде чем приток попадет в точку приема подводного насоса; циркуляция более легкой жидкости по буровой колонне и кольцевому пространству при постоянном давлении на забое, либо использование подводного штуцерного манифольда/"блока датчиков и клапанов" для регулирования потока на подводный насос (и следовательно давления на забое). В документе отсутствует и описание закачивания более легкого раствора в кольцевое пространство с помощью насоса, расположенного на поверхности, до тех пор пока плотность раствора в кольцевом пространстве не станет меньше средней плотности двухградиентной системы или равной ей; и отсечения подводного насоса и перекачивания выброса по буровому стояку вверх под действием надводного насоса, через противовыбросовый превентор и надводный штуцерный манифольд. Патентная заявка США, публ 2010/0018715 (Orbell et al.) является продолжением или частичным продолжением заявки '434, и в ней отсутствуют те же признаки, что и в заявке '434. Документ GB 2365044 (Wall et al.) раскрывает буровую систему, в состав которой входит подводный насос для осуществления двухградиентного бурения. Легкий флюид, например азот, может закачиваться в стояк возврата бурового раствора. Тем не менее патент '044 не описывает притока в стволеInt., 60(3), pp. 54, 96 (март, 2000), обсуждаются работы компании Shell по разработке способа двухградиентного бурения с помощью подводной насосной установки, включающей электрические центробежные насосы (ЭЦН), хорошо известные в обычных технологиях бурения. Целью являлось осуществление двухградиентного бурения при максимальном использовании хорошо разработанных технологий. Применение ЭЦН оказалось возможно, так как первичная сепарация крупного бурового шлама и газов из отработанного раствора осуществлялась перед ЭЦН на подводном сепараторе. Газы выбрасывали в море. Автор пишет: "для манипулирования крупнокусковыми материалами или газом при высоком давлении при управлении скважиной насосы не требуются". При обсуждении управления подводной скважиной автор указывает: "В подводной насосной установке применяется подводный штуцер, и газ выбрасывается на дно моря. В результате оборудование, работающее при высоком давлении, нужно только до штуцера. Насос и система обратного трубопровода не работают при высоком давлении. При обнаружении газопроявления превентор закроется, защищая скважину. Как и в случае обычной системы, бурильщики получат достаточно информации, чтобы своевременно обнаружить выброс, рассчитать плотность и объем бурового раствора для глушения и график работы бурильной трубы для перехода штуцера в режим выкачивания выброса". Из описания остается неясным, предполагается ли поддерживать постоянное давление на забое и применять подводный штуцерный манифольд для регулировки потока на подводный насос (и следовательно давления на забое). Автор указывает, что при управлении скважиной "давление сброса пассивно поддерживается на уровне давления в окружающей воде", но это не то же самое, что поддержание постоянного давления на забое. Дж. Кеннеди, "First Dual Gradient Drilling System Set For Field Test," Drilling Contractor, 57(3), стр. 20, 22-23 (Май-Июнь, 2001), описывает совместный отраслевой проект по разработке двухградиентной технологии бурения с подводным подъемом бурового раствора (Subsea Mudlift Drilling - SMD). В статье описываются испытания, которые предполагается провести на полупогружной буровой платформе на добывающем месторождении в районе Грин Каньон Мексиканского залива. После обсуждения различий между обычным бурением и двухградиентным бурением, а также преимуществ последнего для сверхглубоких участков, автор обсуждает составные части SMD, в том числе клапан бурильной колонны(DSV), подводный вращающийся дивертер (SRD) и насос для подъема бурового раствора. "Насосы для подъема бурового раствора служат запорным клапаном, предотвращая передачу гидростатического давления бурового раствора в возвратном трубопроводе обратно в ствол скважины. Поршневой насос прямого вытеснения приводится в действие морской водой, которая перекачивается с буровой установки обычными насосами для бурового раствора по дополнительному трубопроводу, присоединенному к морскому стояку. Буровой раствор, несущий буровой шлам, а также скважинные флюиды, возвращается на буровую установку по другому трубопроводу, присоединенному к стояку". Что касается управления скважиной, имеется ряд хвалебных, но мало разъясняющих замечаний: "Повышается эффективность и безопасность бурения, так как уменьшаются выбросы в скважину и потери бурового раствора, а также непродуктивное время буровой установки" "Выкачивание выбросов возможно практически при любой скорости потока"; а также "Забойное давление можно регулировать, добавляя барит или повышая границу раздела буровой раствор/морская вода в стояке". Хотя в описании данного документа упоминается двухградиентное бурение, реализуемое с помощью подводных насосов, а также обсуждается выкачивание выбросов, тем не менее не упоминается такой признак или вариант как поддержание постоянного забойного давления при выкачивании выброса, а также применение подводного штуцерного манифольда/"блока датчиков и клапанов" для регулирования потока на подводный насос (и следовательно, давления на забое). В документе также отсутствует описание закачки жидкости с меньшей плотностью в кольцевое пространство действием насоса, расположенного на поверхности, до тех пор пока плотность раствора в кольцевом пространстве не станет меньше средней плотности двухградиентной системы или равной ей; отсечения подводного насоса и перекачивания выброса по буровому стояку вверх под действием надводного насоса, через противовыбросовый превентор и надводный штуцерный манифольд. Работа Regan et al. First Dual-Gradient-Ready Drilling Riser Is Introduced, Drilling Contractor, 57(3),стр. 36-37 (Май-Июнь 2001), представляет собой статью двух авторов изобретения, изложенного в представленном выше патенте GB 2365044 (Wall et al.), и в значительной степени обобщает материал патента'044. В самом деле, в статье как будто приводятся аргументы против применения подводных насосов(стр. 37): "Применение малого возвратного трубопровода повышает скорость возвратного потока в три раза по сравнению со скоростью в стояке без применения вспомогательного трубопровода, что способствуют удалению шлама из скважины. При этом требуется вращательное приспособление для отсечения,работающее при высоком давлении. В сочетании с закачкой азота, стеклянных шариков или пены это позволит исключить надобность в подводных насосах при двухградиентном бурении". Работа У. Фурлоу, "Shell's Seafloor Pump, Solids Removal Key To Ultra-Deep, Dual Gradient Drilling",Offshore Int., 61(6), pp. 54, 106 (June 2001), представляет собой продолжение статьи того же автора от 2000 г., и во многом повторяет изложенное в предыдущей статье. Выбросы газа направляют в подводный сепаратор бурового раствора и газа. Сепаратор "удаляет свободный газ, прежде чем вернуть поток на поверхность, что упрощает управление скважиной и снижает объем газа, попадающий к персоналу буровой на поверхности". Соответственно, выкачивания выбросов из скважины не происходит, а осуществляется их сброс под водой. К тематической непатентной литературе относится также работа Forrest et al Subsea Equipment ForDeep Water Drilling Using Dual Gradient Mud System, конференция по бурению Общества инженеровнефтяников/Международной ассоциации буровых подрядчиков (SPE/IADC) (Амстердам, Нидерланды,2/27/2001-3/1/2001) (упоминаются системы двухградиентного бурения и подводная насосная установка для реализации систем) и Carlsen et al. Performing The Dynamic Shut-In Procedure Because of a Kick Incident When Using Automatic Coordinated Control of Pump Rates and Choke-Valve Opening, конференцияSPE/IADC по бурению с управляемым давлением и операциям при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины (Абу-Даби, ОАЕ, 1/28/2008-1/29/2008) (обсуждается важность наличия возможности убирать выбросы из скважины в ходе бурения с управляемым давлением и двухградиентного бурения с помощью процедуры "динамической остановки" с последующим применением "системы автоматического согласованного регулирования", причем с помощью указанной системы управляются основные насосы и штуцерная заслонка). Из сказанного выше очевидно, что попытки соединить способы обычного бурения и двухградиентного бурения для устранения притоков в скважинах не приведут к предсказуемым результатам, так как ясно, что при обычном бурении давление на забое остается постоянным, а при двухградиентном бурении предпочтительно переменное давление на забое при выкачивании выбросов, что не согласуется одно с другим. К другим патентным документам, где обсуждается двухградиентное бурение, относятся патенты США 6328107; 6536540; 6843331 и 6926101. Также известны так называемые "многоградиентные" системы бурового раствора, в которых к порции тяжелого бурового раствора в морском стояке добавляют шарики с плотностью, меньшей, чем плотность тяжелого бурового раствора. Такая промывочная жидкость (с несжимаемыми шариками) известна, например, из патентов США 6530437 и 6953097. Далее, была раскрыта так называемая система промывки "переменной плотности", где применяются сжимаемые шарики, например, как описано в опубликованных патентных заявках США 20070027036; 20090090559; 20090090558; 20090084604 и 20090091053. Наконец, в заявке патентовладельца одновременно находящейся на рассмотрении, серийный номер 12/835473, подана 13.07.2010, предлагаются способы и системы для спуска и цементирования обсадной колонны в скважинах, пробуренных с двухградиентными системами промывки, включая спуск обсадной колонны через устье скважины, находящееся под водой и соединенное с морским стояком (причем обсадная колонна имеет автозаполняемую муфту с обратным клапаном), соединение колонны для спуска с последним фрагментом обсадной колонны. В колонне для спуска имеется управляемый с поверхности клапан (SCV) и управляемый с поверхности циркуляционный переводник с отверстиями (PCS). Управление клапаном SCV и переводником PCS осуществляется при необходимости в ходе спуска колонны, ее промывки для предотвращения затекания в обсадную колонну в ходе соединения, перед цементированием, для вытеснения раствора смешанной плотности из колонны для спуска с заменой его на раствор высокой плотности перед циркуляцией ниже уровня дна, создавая таким образом эффект двойного градиента. Способы и системы, описанные в настоящем изобретении, применимы ко всем указанным типам систем циркуляции бурового раствора, и в настоящем документе обозначаются просто как "двухградиентные системы бурового раствора". Патентные и непатентные источники, которые упоминаются в данном документе, включены в данный документ посредством ссылки в отношении описания систем бурового раствора с множественным градиентом и с переменным градиентом, а также для иллюстрации предыдущих концепций устранения притоков из ствола скважины в двухградиентных системах. Хотя в предыдущих исследовательских проектах уже было разработано оборудование и методологии бурения скважин с двухградиентным буровым раствором, тем не менее известные системы и способы двухградиентного бурения и устранения притоков в скважинах при двухградиентной технологии бурения неудовлетворительны. Предпочтительна была бы разработка систем и способов, которые предусматривали бы подводный штуцерный манифольд для управления, а затем для отсечения потока циркулирующей жидкости к подводному насосу при выкачивании притоков в двухградиентной системе. Раскрытие изобретения В соответствии с настоящим изобретением предлагается аппаратура, системы и способы, позволяющие бурить морские скважины двухградиентным методом и безопасно и эффективно удалять притоки из ствола скважины в двухградиентной системе. Системы и способы настоящего изобретения предусматривают подводный штуцерный манифольд для управления, а затем для отсечения потока циркулирующей жидкости к подводному насосу при выкачивании притоки флюидов в двухградиентной системе. В одном из вариантов изобретения предлагается способ бурения морских скважин с помощью бурильной колонны, блока бурового стояка, включающего одну или несколько линий бурового стояка, подвижно соединяющих буровую платформу с подводным устьем скважины, расположенным практически на уровне дна, причем устье скважины подвижно соединяет линии стояка и подводную скважину, пробуренную в целевой подводный пласт; а также двухградиентной системы бурового раствора, включаю-4 024854a) бурение морских скважин с применением подводной насосной установки, подводного штуцерного манифольда и одного или нескольких стояков возврата бурового раствора для реализации двухградиентной системы бурового раствора;c) выяснение i) возможности удаления притока из скважины с помощью управления давлением в скважине; ii) объема притока и iii) определения величины, на которую нужно снизить плотность раствора для соответствия двухградиентному гидростатическому давлению, прежде чем приток попадет в точку приема подводного насоса;d) циркуляцию легкой одноградиентной жидкости для глушения скважины по бурильной колонне под действием надводной насосной установки и по кольцевому пространству между бурильной колонной и буровым стояком, поддерживая при этом постоянное давление на забое, и применение подводного штуцерного манифольда для регулирования потока к подводному насосу и таким образом поддерживая постоянное давление на забое;e) закачку достаточного количества легкой одноградиентной жидкости для глушения скважины в кольцевое пространство с помощью надводной насосной установки и надводного штуцерного манифольда, пока плотность раствора в кольцевом пространстве не станет достаточной для удаления притока или выброса и эквивалентной двухградиентной системе бурового раствора; иf) отсечение подводной насосной установки, подводного штуцерного манифольда и стояков на время циркуляции притока вверх по кольцевому пространству и/или одной или более линии в блоке бурового стояка с помощью надводной насосной установки, через устье скважины и надводный штуцерный манифольд. Для замены одной легкой одноградиентной жидкости для глушения скважины новым утяжеленным буровым раствором некоторые варианты осуществления данного способа могут предполагать: закачку раствора вниз по бурильной колонне/затрубному пространству бурового стояка через подводный штуцерный манифольд с помощью подводной насосной установки; определение плотности нового бурового раствора; циркуляцию нового бурового раствора вниз по бурильной колонне и вверх по кольцевому пространству с помощью подводного штуцерного манифольда и подводной насосной установки; и, после прохождения цикла новым раствором, открытие скважины и проверку на приток. В некоторых вариантах способа буровая платформа состоит из одной или нескольких плавучих буровых платформ. В некоторых вариантах осуществления изобретения указанные одна или несколько плавучих буровых платформ представляют собой платформы типа spar. В некоторых осуществлениях платформу типа spar выбирают из группы, состоящей из платформ типа spar классического вида, с распорками и с ячеистым основанием. В других способах может применяться полупогружная буровая платформа. В некоторых способах подводное устье скважины содержит сборку противовыбросового оборудования (ПВО). В некоторых других способах подводное устье скважины содержит альтернативу ПВО,включающую нижний блок стояка (НБС), блок аварийной расстыковки (БАР) и внутреннюю надставку(ITBT), присоединенную к верхнему корпусу золотника БАР через профиль внутренней надставки, согласно заявке США, поданной патентовладельцем и одновременно находящейся на рассмотрении, серийный номер 12/511471, подана 29.07.2009, которая включена в данный документ посредством ссылки. В некоторых способах предусмотрен один или более дополнительный канал для жидкой среды, который выбирается из группы, включающей одну или более штуцерную линию, одну или более линию глушения скважины, одну или более дополнительную линию для транспортировки жидкости, соединяющую устье скважины с буровой платформой, и их комбинации. Еще одним объектом изобретения является система для бурения морских скважин с помощью бурильной колонны, блока бурового стояка, включающего одну или более линию бурового стояка, подвижно соединяющую буровую платформу с подводным устьем скважины, расположенным практически на уровне дна, причем устье скважины подвижно соединяет линии стояка и подводную скважину, пробуренную в целевой подводный пласт, а также двухградиентной системы бурового раствора, включающей:a) подводную насосную установку, подводный штуцерный манифольд и один или более стояк возврата бурового раствора для реализации двухградиентной системы бурового раствора;b) контроллер для обнаружения притоков в стволе скважины, остановки скважины, выяснения возможности выкачивания притока с помощью управления давлением в скважине, определения объема притока, определения величины, на которую нужно снизить плотность раствора для соответствия двухградиентному гидростатическому давлению, прежде чем приток попадет в точку приема подводного насоса;c) надводную насосную установку и надводный штуцерный манифольд для циркуляции легкой одноградиентной жидкости для глушения скважины по бурильной колонне и по кольцевому пространству между бурильной колонной и буровым стояком, поддерживая при этом постоянное давление на забое,применение подводного штуцерного манифольда для регулирования потока к подводному насосу и таким образом поддерживая постоянное давление на забое, и для закачивания достаточного количества легкой жидкости в кольцевое пространство, пока плотность раствора в кольцевом пространстве не станет достаточной для удаления притока или выброса и эквивалентной двухградиентной системе бурового раствора; иd) один или более клапан для отсечения подводной насосной установки, подводного штуцерного манифольда и стояков для бурового раствора на время циркуляции притока вверх по кольцевому пространству и/или одной или нескольким иным линиям в блоке бурового стояка с помощью надводной насосной установки, через устье скважины и надводный штуцерный манифольд. В определенных вариантых системы буровая платформа состоит из одной или нескольких плавучих буровых платформ, например, одна или несколько плавучих буровых платформ представляют собой платформу типа spar, например, платформу типа spar выбирают из группы, состоящей из платформ типаspar классического вида, с распорками и с ячеистым основанием. В других вариантах осуществления буровая платформа может представлять собой полупогружную буровую платформу. В определенных вариантах системы подводное устье скважины содержит сборку противовыбросового оборудования (ПВО). Еще в одном варианте осуществления системы подводное устье скважины может содержать альтернативу ПВО, такую как система, содержащая нижний блок стояка (НБС), блок аварийной расстыковки (БАР) и внутреннюю надставку (ITBT), присоединенную к верхнему корпусу золотника БАР через профиль внутренней надставки. В определенных вариантах системы указанный один или более дополнительный канал для жидкой среды выбирается из группы, включающей одну или более штуцерную линию, одну или более линию глушения скважины и одну или более дополнительную линию для транспортировки жидкости, соединяющую устье скважины с буровой платформой, и их комбинации. В определенных вариантах система может включать одну или более надводную линию управления(например, стальные НКТ диаметром 1/4 дюйма (0.64 см) или 3/8 дюйма (1.9 см) или аналогичные),обеспечивающую одно или более управляющее соединение между подводной насосной установкой, подводным штуцерным манифольдом; один или более клапан для отсечения подводной насосной установки,подводного штуцерного манифольда и стояков для бурового раствора на время циркуляции притока вверх по кольцевому пространству и/или одной или нескольким иным линиям в блоке бурового стояка с помощью надводной насосной установки, через устье скважины и надводный штуцерный манифольд. В определенных вариантах осуществления указанное управление может осуществляться с помощью "оснащенной проводами" буровой трубы, такой как "оснащенная проводами" буровая труба компании National Oilwell Varco, Inc., Хьюстон, Техас, торговой марки INTELLIPIPE. В других вариантах осуществления система содержит одну или несколько линий регулирования плотности, иногда называемых в настоящем документе "линиями нагнетания", подвижно соединяющих внутреннее пространство стояка непосредственно над уровнем дна с источником раствора сравнительно низкой плотности, причем плотность раствора сравнительно низкой плотности ниже, чем плотность раствора сравнительно высокой плотности, что поясняется далее в настоящем документе. Термин буровой раствор "смешанной плотности" относится к одной или более смесей, создаваемых в буровом стояке за счет комбинации части раствора высокой плотности, поступающего в стояк из-под уровня дна, с частью раствора сравнительно низкой плотности, поступающего через одну или более линий нагнетания. Контроль давления в стояке, существенно вблизи уровня дна может осуществляться одним или более манометром, расположенным на и/или в стояке, существенно вблизи уровня дна. Для предотвращения избыточного давления в кольцевом пространстве в обсадной трубе максимального диаметра, особенно, но без ограничения, при удалении притока из скважины, в некоторые варианты осуществления входит одно или более средство предотвращения роста затрубного давления, например, разрывные мембраны затрубного давления (такие подсистемы, например, известны из патента США 6457528, переданного компании Hunting Oil Products, Хьюстон, Техас, изобретение которого включено в настоящий документ посредством ссылки). Системы и способы, описанные в настоящем документе, могут иметь и другие преимущества, и системы и способы согласно настоящему изобретению не ограничены отмеченными системами и способами; возможно применение других систем и способов. Указанные и другие признаки систем и способов настоящего изобретения будут ясны при рассмотрении нижеследующего краткого описания чертежей, подробного описания и формулы изобретения. Краткое описание чертежей Способ, которым можно осуществить цели настоящего изобретения и получить другие искомые характеристики, поясняется в нижеследующем описании и приложенных чертежах, на которых: на фиг. 1 и 2 показаны схемы поперечного разреза двух вариантов осуществления системы согласно настоящему изобретению; на фиг. 3 изображен вертикальный вид сбоку подсистемы, частично в разрезе, и способ реализации двухградиентной системы бурового раствора в соответствии с настоящим изобретением; фиг. 4 - схематическая иллюстрация варианта осуществления подводной насосной установки, применяющейся в системах и способах настоящего изобретения; на фиг. 5 А-5 Е изображен вертикальный вид сбоку, частично в разрезе, системы и способа согласно настоящему изобретению для удаления притока флюида в скважине; и на фиг. 6 А и 6 В изображены логические блок-схемы одного из способов согласно настоящему изобретению. Следует отметить однако, что прилагаемые чертежи выполнены без соблюдения масштаба, и в некоторых случаях на них показаны не все компоненты реального варианта изобретения, а проиллюстрированы только типовые осуществления изобретения, и таким образом их не следует считать ограничивающими объем изобретения, так как системы и способы настоящего изобретения могут быть реализованы в других, не менее эффективных вариантах осуществления. Для обозначения одинаковых или аналогичных элементов на разных чертежах использованы одни и те же цифровые обозначения. Подробное описание изобретения В нижеприведенном описании изложены детали, способствующие лучшему пониманию раскрываемых способов и аппаратуры. Тем не менее для специалиста понятно, что способы и аппаратуру можно применять без приведенных деталей и что возможны многочисленные варианты или модификации, отличающиеся от описанных вариантов осуществления. Для целей настоящего документа словосочетания "раствор сравнительно низкой плотности" и "раствор сравнительно высокой плотности" означают всего лишь, что плотность первого меньше плотности второго при их применении на скважине. Словосочетание "легкая одноградиентная жидкость для глушения скважины" означает промывочную жидкость, имеющую меньшую плотность по сравнению с раствором сравнительно низкой плотности. Далее, словосочетание "раствор смешанной плотности" означает просто буровой раствор, плотность которого ниже, чем у раствора сравнительно высокой плотности, но выше, чем у раствора сравнительно низкой плотности. Раствор сравнительно высокой плотности должен иметь плотность, по крайней мере на 5 процентов превышающую таковую у раствора сравнительно низкой плотности. В некоторых вариантах осуществления раствор сравнительно высокой плотности может быть на 6, или на 7, или на 8, или на 9, или на 10, или на 15, или на 20, или на 25, или на 30, или на большее число процентов более плотным (тяжелым), чем раствор сравнительно низкой плотности. Раствор сравнительно низкой плотности может уменьшать плотность раствора сравнительно высокой плотности,к которому его добавляют, на 1 процент, или в некоторых осуществлениях на 2, или на 3, или на 4, или на 5, или на 10, или на 15, или на 20, или на 25, или на 30 процентов или более. Растворы сравнительно высокой плотности и сравнительно низкой плотности могут быть буровыми растворами либо на водной основе либо на основе синтетического масла. Например, плотность раствора сравнительно высокой плотности может составлять около 14.5 фунтов на галлон (ф./г.), а плотность раствора сравнительно низкой плотности может составлять около 9 ф./г., а раствор смешанной плотности, получаемый при комбинировании двух указанных растворов, может иметь плотность в интервале от 14.0 ф./г. до около 9.5 ф./г.,или около 12.8 ф./г. Согласно другому примеру, плотность раствора сравнительно высокой плотности может составлять 13.5 ф./г., а плотность раствора сравнительно низкой плотности - около 9 ф./г., а раствор смешанной плотности, получаемый при комбинировании двух указанных растворов, может иметь плотность около 11.5 ф./г. Более легкая одноградиентная жидкость для глушения скважины может быть органической или неорганической, и может содержать раствор сравнительно низкой плотности в смеси с другой жидкостью, способствующей снижению плотности раствора сравнительно низкой плотности. Как указано выше, были разработаны системы и способы, позволяющие проводить бурение морских скважин двухградиентным методом и безопасно и эффективно удалять притоки из ствола скважины в двухградиентной системе. Системы и способы указанного изобретения предусматривают подводный штуцерный манифольд для управления, а затем для отсечения потока циркулирующей жидкости к подводному насосу при выкачивании притоков в двухградиентной системе без потери преимуществ двухградиентной системы, которая уже присутствует на подводной скважине при бурении. Системы и способы настоящего изобретения снижают или устраняют многие недостатки ранее известных систем и способов. Далее описаны основные признаки систем и способов настоящего изобретения с привлечением фиг. 1-5, после чего разъясняются некоторые оперативные детали с привлечением логических блок-схем на фиг. 6 А и 6 В. Для обозначения одинаковых или аналогичных элементов на разных чертежах использованы одни и те же цифровые обозначения. В соответствии с настоящим изобретением, первый вариант осуществления системы показан на фиг. 1, где при бурении скважины применялась известная двухградиентная система бурового раствора. Буровая платформа типа spar 2 (иногда называемая просто "платформа") находится на поверхности океана 3 или другого глубокого или сверхглубокого водоема, удерживаясь растяжками 11 и якорями 13. На палубе 9 платформы 2 находится буровая установка 4, которая в свою очередь держит бурильную колонну 6, к нижней части которой присоединено буровое долото 15. Буровой стояк 8 показан идущим от платформы 2 к устью скважины 10, и с бурильной колонной 6 он образует кольцевое пространство 7. Ствол скважины 12 идет от уровня дна 5 до забоя 14 скважины 12. Помимо прочего, на палубе 9 расположен контроллер 16, надводная насосная установка 18, а также надводный штуцерный манифольд 20. На фиг. 1 показана также подводная насосная установка 22 и подводный штуцерный манифольд 24, которые - вместе со стояком для бурового раствора 26, трубопроводами для бурового растворанизкого давления 28 и стопорными клапанами 30, 32 - применяются для реализа-7 024854 ции двухградиентной или переменно-градиентной системы бурового раствора для двухградиентного или переменно-градиентного бурения. Может быть предусмотрена одна или более штуцерная линия 34 и одна или более линия для глушения скважины 36, а также одна или более вспомогательная линия для перемещения жидкой среды 38, в зависимости от конкретного варианта осуществления. Например, в двухградиентных системах могут быть предусмотрены линии нагнетания, известные специалистам. Линии нагнетания позволяют закачивать легкую жидкость, имеющую низкую плотность или низкий удельный вес, или комбинацию жидкости и твердых компонентов, в буровой стояк 8. В варианте осуществления 1 показано по одной штуцерной линии, линии глушения и вспомогательной линии. При нормальной работе бурение ведется к подземному пласту 40, который может содержать углеводороды либо другой целевой продукт. В варианте 1 показано также три датчика давления P1, P2 и Р 3, роль которых при бурении и удалении притоков из ствола скважины поясняется в настоящем документе. Другой вариант осуществления изобретения 50 показан на фиг. 2. Его основное отличие от варианта осуществления 1 на фиг. 1 - это применение более стандартной плавучей платформы, а не платформы типа spar. Платформа в варианте осуществления 50 включает подводные поплавки 17, которые вместе с опорами 19 поддерживают палубу 9. Поплавки 17, опоры 19, палуба 9 и сопутствующие компоненты,расположенные на палубе (буровая установка 4, контроллер 16, надводная насосная установка 18, надводный штуцерный манифольд 20 и др. компоненты, не показанные на рисунке), вместе составляют плавучую буровую платформу 52. В других осуществлениях может использоваться полупогружная буровая платформа или буровое судно, известные в отрасли. В варианте осуществления 50, показанном на фиг. 2, предусмотрен противовыбросовый превентор(ПВО) 56. В других вариантах осуществления, вместо превентора 56, может применяться набор оборудования, в том числе система, описанная в патентной заявке патентовладельца, серийный номер 12/511471,подана 29.07.2009, опубликована 4.02.2010, под номером 20100025044 которая полностью включена в данный документ посредством ссылки. Указанные системы могут включать: нижний блок стояка (НБС),куда входит соединительный узел фонтанной арматуры и нижний корпус золотника, причем соединительный узел фонтанной арматуры имеет верхний фланец с профилем для как минимум одного кольцевого пространства и с нижней стороны - герметичный соединительный узел для соединения с донной фонтанной арматурой, т.е. для герметизации нижнего корпуса золотника по команде (в некоторых осуществлениях это может быть плашка и запорный вентиль), а нижний корпус золотника имеет нижний фланец с профилем, предназначенным для соединения с верхним фланцем соединительного узла фонтанной арматуры, и верхний фланец с тем же профилем; блок аварийной расстыковки (БАР), состоящий из верхнего корпуса золотника с быстроразъемным соединением на нижнем конце для герметизации верхнего корпуса золотника по команде (в некоторых осуществлениях это может быть плашка с обратным расположением и стопорное приспособление), и как минимум одного запорного клапана для кольцевого пространства, причем верхний корпус золотника имеет профиль внутренней надставки; и с) внутреннюю надставку (ITBT), соединенную с верхним корпусом золотника посредством профиля внутренней надставки. На фиг. 3 изображен вертикальный вид сбоку подсистемы, частично в разрезе, и способ реализации двухградиентной системы бурового раствора в соответствии с настоящим изобретением. Показаны соответственно внутренний и наружный буровые стояки 8 А и 8 В, а также управляющая линия 60 с поверхности, соединенная с блоком датчиков и клапанов 62, который в свою очередь соединен с устьем скважины 10. Показан также стояк для бурового раствора 26 и кабель питания 64, который обеспечивает подачу энергии с поверхности к системе насосов для бурового раствора 22. Фиг. 4 - схематическая иллюстрация варианта осуществления подводной насосной установки, применяющейся в системах и способах согласно настоящему изобретению, где показан один вариант блока клапанов, применяющийся в способах согласно настоящему изобретению. Показаны избыточные линии 28 А и 28 В от бурового стояка 8, а также набор стопорных клапанов V1, V2, V3, V4, V5, V6, V7 и V8. Показаны штуцерные задвижки V9 и V10. Понятно, что данный вариант осуществления имеет ряд избыточных признаков и что та же самая цель может быть достигнута с другим набором клапанов, т.е. регулирование потока двухградиентного бурового раствора к подводной насосной установке 22 и через нее при нормальном режиме бурения и отсечение подводной насосной установки и стояка возврата бурового раствора 26 от устья скважины 10 и буровых стояков 8 при откачивании притока. На фиг. 5 А-5 Е изображен вертикальный вид сбоку, частично в разрезе, системы и способа согласно настоящему изобретению для удаления притока из ствола скважины при двухградиентной системе бурения, причем двухградиентная система реализуется с помощью подводной насосной установки и подводного штуцерного манифольда. На фиг. 5 А показана работа системы при нормальном двухградиентном бурении, причем раствор сравнительно низкой плотности (LM) и раствор сравнительно высокой плотности (НМ) показаны в их обычных положениях в кольцевом пространстве 7. Раствор сравнительно низкой плотности LM расположен выше точки приема 70 подводной насосной установки 22, а раствор сравнительно высокой плотности показан в кольцевом пространстве 7 и внутри бурильной колонны 6 в указанных положениях. Согласно изобретению давление Р 2 выше, чем Р 1 и Р 3. На фиг. 5 В произошел непредвиденный приток флюида в скважине, например выброс газа, обозна-8 024854 ченный словом ВЫБРОС на фиг. 5 В, которое было обнаружено оператором на буровой платформе по показаниям датчиков давления и по тенденции его изменения. В соответствии с настоящим изобретением, скважину сразу останавливают либо вручную, либо более вероятно с помощью контроллера 16 (фиг. 1, 2). Контроллер 16 определяет i) может ли управление давлением в скважине служить для удаления притока из ствола скважины; ii) объем притока; и iii) величину, на которую нужно снизить плотность раствора для соответствия двухградиентному гидростатическому давлению прежде чем приток попадет в точку приема подводного насоса 70. Если установлено, что можно использовать управление давлением и определены прочие параметры (что разъясняется ниже в примерах), легкую одноградиентную жидкость для глушения скважины (обозначена LF на фиг. 5 С-Е) закачивают вниз по бурильной колонне 6 с помощью надводной насосной установки 18 (фиг. 1, 2), затем в кольцевое пространство 7 между бурильной колонной 6 и буровым стояком 8, поддерживая при этом постоянное давление на забое Р 1. Подводный штуцерный манифольд (например, как показано на фиг. 4) регулирует поток жидкости к подводной насосной установке 22 и таким образом поддерживает постоянное давление на забое. В кольцевое пространство 7 с помощью надводной насосной установки 18 и надводного штуцерного манифольда 20 закачивают легкую одноградиентную жидкость для глушения скважины LF, пока плотность жидкости в кольцевом пространстве 7 не станет достаточной для устранения притока или выброса и не станет эквивалентной двухградиентной системе бурового раствора. Подводная насосная установка 22, подводный штуцерный манифольд 24 и стояк бурового раствора 26 затем отсекают, закрывая клапан 30, раньше, чем ВЫБРОС достигнет точки приема 70 (фиг. 5 С), и приток (ВЫБРОС) поднимается вверх по кольцевому пространству 7 (как показано на фиг. 5D и 5 Е) и/или по одной или нескольким линиям для жидкой среды(для ясности не показаны) в блоке бурового стояка с помощью надводной насосной установки 18, через устье скважины 10 и надводный штуцерный манифольд 20. На фиг. 6 А и 6 В показаны логические блок-схемы одного из вариантов осуществления настоящего изобретения. В блоке 102 буровой мастер определяет вид буровой платформы, бурильной колонны и блока бурового стояка. В блок бурового стояка может входить, в некоторых вариантах осуществления,одна или несколько линий бурового стояка, подвижно соединяющих буровую платформу с подводным устьем скважины, расположенным практически на уровне дна, причем устье скважины подвижно соединяет линии стояка и подводную скважину, пробуренную в целевой подводный пласт. Кроме того, выбирается вид двухградиентной системы бурового раствора и стояка для бурового раствора. В блоке 104 начинается бурение морской скважины с применением подводной насосной установки,подводного штуцерного манифольда и одного или более стояка возврата бурового раствора, реализующих двухградиентную систему бурового раствора. В блоке 106 обнаруживается приток в стволе скважины и скважину сразу останавливают. Указанные операции как правило управляются автоматическим контроллером 16. В блоке принятия решения 108 задается вопрос, может или нет управление давлением в скважине служить для удаления притока из ствола скважины. Если ответ да, то возможно применение способа настоящего изобретения, но если ответ нет, то могут потребоваться другие методы, как указано в блоке 110. Если ответ да, то следует определить объем притока (блок 112) и сделать расчет (блок 114) величины, на которую нужно снизить плотность раствора для соответствия двухградиентному гидростатическому давлению, прежде чем приток попадет в точку приема подводного насоса, как поясняется выше в отношении фиг. 5 А-5 Е. Как указано в блоке 116, легкую одноградиентную жидкость для глушения скважины LF пропускают вниз по бурильной колонне и затем по кольцевому пространству между бурильной колонной и буровым стояком, под действием надводного насоса, поддерживая при этом постоянное давление на забое,используя подводный штуцерный манифольд для регулирования потока к подводному насосу и таким образом для поддержания постоянного давления на забое. Для целей настоящего документа и в соответствии с терминологией, приведенной выше, плотность жидкости LF меньше, чем плотность бурового раствора сравнительно низкой плотности LM, а в некоторых вариантах осуществления - значительно меньше, чем плотность бурового раствора сравнительно низкой плотности LM, поэтому ее можно назвать жидкостью с относительно очень низкой плотностью. Например, легкая одноградиентная жидкость для глушения скважины LF может иметь плотность, составляющую 90 процентов от плотности бурового раствора сравнительно низкой плотности LM [(другими словами, плотность LF = 0.9(плотность LM)], или 80 процентов, или 70 процентов, или 60 процентов, или 50 процентов от плотности бурового раствора сравнительно низкой плотности, или она может иметь более низкую плотность. Жидкость LF можно при необходимости нагревать или охлаждать, например, для предупреждения образования гидратов или устранения уже образовавшихся гидратов, либо для другого назначения или цели, либо для сочетания целей. Кроме того или в качестве альтернативы, LF может содержать добавки, например, для предупреждения образования или для разрушения гидратов,либо с другой целью или несколькими целями, такие как один или более неорганический и/или органический материал в газообразном, твердом или жидком виде, их комбинации или аналогичные. Примерами таких газов являются азот, аргон, неон, воздух, их комбинации и аналогичные. Примерами таких жидкостей являются гликоли, вода, углеводороды, их комбинации и аналогичные. Введение добавок вLF можно осуществлять на поверхности, либо их можно отдельно транспортировать к устью скважины и/или на другую выбранную точку, где их вводят в базовую LF, как это требуется. В блоке 118 достаточное количество легкой одноградиентной жидкости для глушения скважины LF(с добавками или без добавок, как описано выше) закачивают в кольцевое пространство с помощью надводного насоса и надводного штуцерного манифольда, пока плотность раствора в кольцевом пространстве не станет достаточной для удаления притока или выброса и эквивалентной двухградиентной системе бурового раствора. Далее, в блоке 120 подводную насосную установку, подводный штуцерный манифольд и стояки для бурового раствора отсекают на время перемещения притока вверх по кольцевому пространству и/или по одной или нескольким дополнительным линиям для жидкой среды, связывающим устье скважины и буровую платформу, с помощью надводного насоса, через устье скважины и надводный штуцерный манифольд. Как показано в блоках 122, 124, 126 и 128, легкую одноградиентную жидкость для глушения скважины LF можно заменить в стволе скважины на новый утяжеленный буровой раствор. Раствор сравнительно низкой плотности LM можно перекачивать по бурильной колонне/кольцевому пространству бурового стояка 7 через подводный штуцерный манифольд с помощью подводной насосной установки 22. Массу нового бурового раствора рассчитывают известными способами, и новый буровой раствор перекачивают вниз по бурильной колонне 6 и вверх по кольцевому пространству 7 с помощью подводного штуцерного манифольда 24 и подводной насосной установки 22. После прохождения цикла новым раствором, скважину открывают и проводят проверку на приток. Буровые растворы или жидкости для применения в способах настоящего изобретения в качестве растворов НМ и LM и в некоторых вариантах осуществления в качестве LF включают растворы на водной, нефтяной или синтетической основе. Выбор конкретного состава частично зависит от природы пласта, в котором проводится или будет проводиться бурение. Например, для разных типов сланцевых пластов применение обычных растворов на водной основе может привести к порче и разрушению пласта. Этого можно избежать, применяя состав на нефтяной основе. К пригодным буровым растворам относятся, без ограничения, обычные буровые растворы, газированные растворы (например, аэрированный буровой раствор), растворы на нефтяной основе со сбалансированной активностью, забуференные растворы, кальциевые растворы, дефлокулированные растворы, растворы на основе дизельного топлива, эмульсионные растворы (в том числе нефтеэмульсионные буровые растворы), гипсовые растворы, нефтеэмульсионные растворы на основе обратной эмульсии, ингибирующий растворы, утяжеленные растворы для глушения скважины, известковые растворы, низкоколлоидные растворы, растворы с низким содержанием твердой фазы, магнитные растворы, нефтеэмульсионные растворы на основе прямой эмульсии,растворы без утяжеления баритом, РНРА-растворы (на основе частично гидролизованного полиакриламида), калиевые растворы, красные растворы, растворы на основе соленой воды (включая морскую воду), силикатные растворы, растворы для забуривания ствола скважины, термоактивированные растворы,неутяжеленные растворы, утяжеленные растворы, растворы на пресной воде и их комбинации. К пригодным добавкам к буровым растворам относятся, без ограничения, битумные добавки, модификаторы вязкости, эмульгирующее вещества (например, но без ограничения, щелочные мыла на основе жирных кислот), смачивающее средство (например, но без ограничения додецилбензолсульфонат),вода (обычно раствор NaCl или CaCl2), барит, сульфат бария, или другая утяжеляющая добавка, и обычно глины, обработанные амином (применяются как загустители). Недавно обнаружено, что нейтрализованные сульфированные иономеры особенно хорошо подходят в качестве загустителей в буровых растворах на нефтяной основе. См., например, патенты США 4442011 и 4447338, оба включены в данный документ посредством ссылки. Указанные нейтрализованные сульфированные иономеры получают сульфированием ненасыщенного полимера, такого как бутилкаучук, этилен-пропиленовый каучукEPDM, частично гидрированные полиизопрены и полибутадиены. Далее сульфированный полимер нейтрализуют действием основания, а затем образовавшиеся свободные карбоновые кислоты отгоняют с водяным паром, получая гранулы нейтрализованного сульфированного полимера. Для введения гранул полимера в буровой раствор на нефтяной основе гранулы требуется измельчить, обычно с небольшим количеством глины в качестве интенсификатора помола, получая добавку в форме, совместимой с углеводородами и пригодной для хранения в виде неспекающегося сыпучего порошка. При применении в нефтяном растворе измельченные гранулы часто соединяют с известью для снижения склонности к гелеобразованию. Далее иономерсодержащий порошок растворяют в нефтяной основе бурового раствора. Для повышения эффективности растворения в буровые растворы на нефтяной основе добавляют загустители, выбираемые из сульфированных и нейтрализованных сульфированных иономеров, в виде маслорастворимого концентрата, содержащего полимер, согласно патенту США 5906966, который включен в настоящий документ посредством ссылки. В одном варианте осуществления в состав концентрата добавки к буровым растворам на нефтяной основе входят углеводороды для бурения, прежде всего углеводороды низкой токсичности, и от 5 г до около 20 г сульфированного или нейтрализованного сульфированного полимера на 100 г углеводорода. Углеводородные растворы сульфированных или нейтрализованных сульфированных полимеров легко вводятся в буровые растворы как загустители. Двухградиентная система бурового раствора может быть открытой или закрытой. Любая исполь- 10024854 зуемая система должна позволять периодически отбирать пробы циркулирующего раствора либо из линии циркуляции, либо из линии возврата бурового раствора, на всасывании или нагнетании турбонасосного двигателя, из сарая для приготовления бурового раствора, из амбара для хранения бурового раствора, из смесителя бурового раствора, или из двух и более указанных мест, в зависимости от обстоятельств,таких как получаемые данные метода сопротивлений. При реальной работе, в зависимости от отчета по буровым растворам, составленного инженером по буровым растворам, оператор по бурению (или владелец скважины) имеет возможность регулировать плотность, удельный вес, массу, вязкость, содержание воды, содержание углеводородов, состав, рН, расход, содержание твердых компонентов, дисперсный состав твердых компонентов, сопротивление, электропроводность и их комбинации для НМ и LM в необсаженных интервалах в ходе бурения. Отчет по буровым растворам может предоставляться в бумажном или электронном виде. Изменение одного или более из перечисленных показателей и свойств можно отслеживать, определять тенденции и регулировать вручную действиями оператора (открытая система) или с помощью автоматической системы датчиков, контроллеров, анализаторов, насосов, смесителей, мешалок (закрытая система). Понятие "перекачивание насосами" в настоящем документе для систем надводных и подводных насосов может означать, без ограничения, применение поршневых насосов, центробежных насосов, электрических центробежных насосов (ЭЦН) и пр. Понятие "бурение" в настоящем документе может означать, без ограничения, роторное бурение, наклонно-направленное бурение, ненаправленное (прямое или линейное) бурение, бурение с отклонением от вертикали, бурение с геонавигацией, горизонтальное бурение и пр. Способ бурения может быть одним и тем же или различаться для разных интервалов конкретной скважины. Роторное бурение может подразумевать вращение всей бурильной колонны или частичное вращение внутри скважины при турбонасосном бурении, при котором прохождение бурового раствора через турбонасос вращает буровое долото, а вся буровая колонна не вращается либо вращается при пониженной скорости, позволяя долоту вращаться в том направлении, куда оно направлено. В указанном случае одним из возможных инструментов является турбобур. Турбобур представляет собой забойную компоновку долота и мотора, в которой долото вращается отдельно под действием жидкостной турбины, приводимой в действие буровым раствором. Турбины обычно размещают непосредственно над долотом. Понятие "долото" или "буровое долото" в настоящем документе включает, без ограничения, сбалансированное от вибраций долото, бицентрическое долото, алмазное долото, шарошечное долото, буровое долото с запрессованными поликристаллическими алмазными резцами, поликристаллическое долото с алмазными вставками, шарошечное коническое долото и пр. Выбор долота, как и выбор бурового раствора, частично определяется природой пласта, в котором предполагается проводить бурение. Системы и способы настоящего изобретения могут успешно применяться и комбинироваться с обычными подсистемами, известными в отрасли. Например, типовой набор для подводных работ может включать лебедку, штропы, подъемные устройства, надводную фонтанную арматуру и ПВО с гибкими НКТ или с каротажным тросом, и все это может располагаться на палубе подвижной морской буровой установки (MODU). К другим существующим деталям относятся компенсатор, гибкие трубные соединения, донная фонтанная арматура и горизонтальная фонтанная арматура, соединенная с устьем скважины 10. Другими компонентами может быть блок аварийной расстыковки (БАР), различные гибкие подводные кабели, контроллер аварийного отключения (ESD) и контроллер аварийных быстроразъемных соединений (EQD). Может применяться обычная сборка ПВО. Обычная сборка ПВО может быть соединена с морским стояком, втулкой или оправкой стояка с соединениями со штуцером и линией глушения и гибкими кабелями. Сборка ПВО может включать набор плашек и соединитель устьевого оборудования. Высота обычной сборки ПВО, как правило, составляет 43 фута (13 м), но может быть больше или меньше, в зависимости от скважины. Другие варианты, которые могут применяться вместо обычной сборки ПВО, обсуждались в настоящем документе. Системы согласно настоящему изобретению могут также успешно сочетаться с существующими компонентами существующих сборок ПВО, таких как гибкие соединения, соединительная втулка или оправка стояка и гибкие шланги, в том числе гидравлическая насосная установка (HPU) ПВО. Кроме того, можно использовать систему управления установкой и ремонтом (IWOCS) донной фонтанной арматуры, гибкий подводный кабель и HPU в сочетании с подводной системой управления, в состав которой входит блок подсоединений на платформе (UTA), панель дистанционно управляемых клапанов, накопители и электромагнитные клапаны, резервная акустическая система, морская система аварийного разъединения (SEDA), гидравлические/электрические свободные разъемы и пр., или один или более из указанных компонентов, поставляемый вместе с системой. В соответствии с настоящим изобретением основной интерес представляют системы и способы удаления притока, такого как выброс, из ствола скважины в двухградиентной системе бурения, включающие подводный штуцерный манифольд для управления, а затем для отсечения потока к подводному насосу, в ходе выкачивания притока из ствола скважины в двухградиентной системе, сохраняя преимущества двухградиентной системы бурового раствора, которая уже присутствует на подводной скважине при бурении. Специалист-оператор или проектировщик способен определить, какая система и какой спо- 11024854 соб лучше всего подходят для определенной скважины и определенного пласта для достижения максимальной эффективности и максимально надежного и экологически безопасного управления скважиной без проведения излишних экспериментов. Пример В приведенном ниже модельном примере проиллюстрирован способ в соответствии с настоящим изобретением. В таблице указаны размеры двух буровых стояков, бурильной колонны, а также объемы кольцевого пространства и типовой бурильной колонны. Также в таблице перечислены показатели типовой двухградиентной системы бурового раствора. В таблице указано манометрическое давление на поверхности и давление на забое (ВНР) в ходе удаления гипотетического выброса объемом 20 баррелей(2,4 м 3) из скважины с помощью системы и способа в соответствии с настоящим изобретением. Как можно видеть, согласно данной модели, от момента появления выброса до момента, когда выброс достигнет поверхности, давление на забое остается постоянным и равным приблизительно 21343 ф./кв.д.(150 МПа) при использовании легкой одноградиентной жидкости для глушения скважины (обозначена в таблице "Экв. легк. жидк.") с плотностью 14,7 ф./г. (1,76 кг/дм 3). Из вышеизложенного подробного описания конкретного варианта осуществления должно быть очевидно, что описанные способы и системы являются патентоспособными. Хотя конкретные варианты осуществления изобретения достаточно подробно описаны в настоящем документе, это сделано исключительно для разъяснения различных признаков и вариантов способов и систем и не ограничивает объем изобретения в отношении способов и систем. Предполагается, что в пределах прилагаемой формулы изобретения возможны различные замены, изменения и/или модификации, в том числе предложенные в настоящем документе варианты реализации описанных вариантов, но без ограничения ими. Пример моделирования удаления выброса ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ бурения морских скважин с помощью бурильной колонны, блока бурового стояка, включающего одну или несколько линий бурового стояка, подвижно соединяющих буровую платформу с подводным устьем скважины, расположенным практически на уровне дна, причем устье скважины подвижно соединяет линии стояка и подводную скважину, пробуренную в целевой подводный пласт; а также двух буровых растворов для двухградиентного бурения, в котором значение плотности второго бурового раствора больше, чем значение плотности первого бурового раствора, включающий:a) бурение морской скважины с применением подводной насосной установки, подводного штуцерного манифольда и одного или нескольких стояков возврата бурового раствора для реализации двухградиентного бурения;b) обнаружение притока газа и/или жидкости из ствола скважины и остановку скважины;c) определение i) объема притока и ii) величины снижения плотности бурового раствора, необходимого для выравнивания гидростатического давления в двухградиентном бурении, прежде чем приток попадет в точку приема подводного насоса;d) обеспечение циркуляции жидкости для глушения скважины, значение плотности которой меньше, чем значение плотности первого бурового раствора, вниз по бурильной колонне с помощью надводной насосной установки и по кольцевому пространству между бурильной колонной и буровым стояком,поддерживая при этом постоянное давление на забое, и применение подводного штуцерного манифольда для регулирования потока к подводному насосу, поддерживая постоянное давление на забое;e) закачку достаточного количества жидкости для глушения скважины в кольцевое пространство с помощью надводной насосной установки и надводного штуцерного манифольда, пока плотность раствора в кольцевом пространстве не станет достаточной для удаления притока и эквивалентной плотности бурового раствора для двухградиентного бурения; иf) изоляцию посредством одного или нескольких клапанов подводной насосной установки, подводного штуцерного манифольда и одного или нескольких стояков возврата бурового раствора на время циркуляции притока с помощью надводной насосной установки вверх по кольцевому пространству или по одной или более линии в блоке бурового стояка, через устье скважины и надводный штуцерный манифольд. 2. Способ по п.1, дополнительно включающий замещение жидкости для глушения скважины в стволе скважины новым утяжеленным буровым раствором. 3. Способ по п.2, в котором первый буровой раствор закачивается вниз в кольцевое пространство через подводный штуцерный манифольд с помощью подводной насосной установки. 4. Способ по п.3, в котором определяется масса нового бурового раствора. 5. Способ по п.4, в котором перекачивание нового бурового раствора вниз по бурильной колонне и вверх по кольцевому пространству осуществляется с помощью подводного штуцерного манифольда и подводной насосной установки. 6. Способ по п.5, в котором после прохождения цикла новым раствором осуществляется открытие скважины и проверка на приток. 7. Способ по п.1, в котором буровая платформа состоит из одной или более плавучих буровых платформ. 8. Способ по п.7, в котором одна или более плавучая буровая платформа представляет собой платформу типа spar. 9. Способ по п.8, в котором платформу типа spar выбирают из группы, состоящей из платформ типаspar классического вида, с распорками и с ячеистым основанием. 10. Способ по п.1, в котором буровая платформа представляет собой полупогружную буровую платформу. 11. Способ по п.1, в котором подводное устье скважины содержит сборку противовыбросового оборудования (ПВО). 12. Способ по п.1, в котором подводное устье скважины содержит альтернативу ПВО, включающую нижний блок стояка (НБС), блок аварийной расстыковки (БАР) и внутреннюю надставку (ITBT),присоединенную к верхнему корпусу золотника БАР через профиль внутренней надставки. 13. Способ по п.1, в котором один или более дополнительный канал для жидкой среды выбирается из группы, включающей одну или более штуцерную линию, одну или более линию глушения скважины,одну или более дополнительную линию для транспортировки жидкости, соединяющую устье скважины с буровой платформой, и их комбинации. 14. Способ бурения морских скважин с помощью бурильной колонны, блока бурового стояка,включающего одну или более линию бурового стояка, подвижно соединяющую буровую платформу с подводным устьем скважины через сборку ПВО или альтернативный блок регулирования давления, расположенный практически на уровне дна, причем устье скважины подвижно соединяет линии стояка и подводную скважину, пробуренную в целевой подводный пласт, а также два буровых раствора для двухградиентного бурения, в котором значение плотности второго бурового раствора больше, чем значение плотности первого бурового раствора, включающий:a) бурение морской скважины с применением подводной насосной установки, подводного штуцерного манифольда и одного или нескольких стояков возврата бурового раствора для реализации двухградиентного бурения;b) обнаружение притока газа и/или жидкости из ствола скважины и остановку скважины;c) определение i) объема притока и ii) величины снижения плотности бурового раствора, необходимого для выравнивания гидростатического давления в двухградиентном бурении, прежде чем приток попадет в точку приема подводного насоса;d) обеспечение циркуляции жидкости для глушения скважины, значение плотности которой меньше, чем значение плотности первого бурового раствора, вниз по бурильной колонне с помощью надводной насосной установки и по кольцевому пространству между бурильной колонной и буровым стояком,поддерживая при этом постоянное давление на забое, и применение подводного штуцерного манифольда для регулирования потока к подводному насосу, поддерживая постоянное давление на забое;e) закачку достаточного количества жидкости для глушения скважины в кольцевое пространство с помощью надводной насосной установки и надводного штуцерного манифольда, пока плотность раствора в кольцевом пространстве не станет достаточной для удаления притока или выброса и эквивалентной плотности бурового раствора для двухградиентного бурения; иf) изоляцию посредством одного или нескольких клапанов подводной насосной установки, подводного штуцерного манифольда и стояков для бурового раствора на время циркуляции притока вверх по кольцевому пространству с помощью надводного насоса, через устье скважины и надводный штуцерный манифольд. 15. Способ по п.14, в котором жидкость для глушения скважины замещается в стволе скважины новым утяжеленным буровым раствором, причем способ замещения включает закачку первого бурового раствора вниз в кольцевое пространство через подводный штуцерный манифольд с помощью подводной насосной установки; определение плотности нового бурового раствора; циркуляцию нового бурового раствора вниз по бурильной колонне и вверх по кольцевому пространству с помощью подводного штуцерного манифольда и подводной насосной установки и после прохождения цикла новым раствором открытие скважины и проверку на приток. 16. Система для осуществления способа бурения морских скважин по любому из пп.1-15, включающая:a) подводную насосную установку (22), подводный штуцерный манифольд (24) и по меньшей мере один стояк (26) возврата бурового раствора, причем по меньшей мере один стояк (26) возврата бурового раствора соединен по потоку по меньшей мере с одной линией бурового стояка (8) через подводную установку (22) и подводный штуцерный манифольд (24) посредством трубопроводов для бурового раствора низкого давления (28) для реализации двухградиентного бурения при использовании двух буровых растворов, при этом значение плотности второго бурового раствора больше значения плотности первого бурового раствора;b) контроллер (16), сконфигурированный с возможностью обнаружения притока газа и/или жидкости из ствола скважины, остановки скважины, определения объема притока, определения величины, на которую нужно снизить плотность раствора для соответствия гидростатическому давлению в двухградиентном бурении, прежде чем приток попадет в точку приема подводного насоса;c) надводную насосную установку (18) и надводный штуцерный манифольд (20), сконфигурированные с возможностью циркуляции жидкости для глушения скважины, имеющей плотность, значение которой меньше, чем значение плотности первого бурового раствора, вниз по бурильной колонне (6) и в кольцевое пространство (7) между бурильной колонной (6) и буровым стояком (8), поддержания постоянного давления на забое и регулирования потока к подводному насосу (22), поддерживая постоянное давление на забое, и для закачивания достаточного количества жидкости для глушения скважины в кольцевое пространство (7), пока плотность раствора в кольцевом пространстве не станет достаточной для удаления притока или выброса и эквивалентной плотности бурового раствора в двухградиентном бурении; иd) по меньшей мере один клапан (30, 32) для изоляции подводной насосной установки (22), подводного штуцерного манифольда (24) и стояка для бурового раствора (26) от подводного устья скважины(10) и бурового стояка (8) на время циркуляции притока вверх по одной или нескольким линиям для жидкой среды в блоке бурового стояка (8) с помощью надводной насосной установки (18), через устье скважины (10) и надводный штуцерный манифольд (20). 17. Система по п.16, в которой буровая платформа состоит из одной или более плавучих буровых платформ. 18. Система по п.17, в которой одна или более плавучая буровая платформа представляет собой платформу типа spar. 19. Система по п.18, в которой платформу типа spar выбирают из группы, состоящей из платформ типа spar классического вида, с распорками и с ячеистым основанием. 20. Система по п.16, в которой буровая платформа представляет собой полупогружную буровую платформу. 21. Система по п.16, в которой подводное устье скважины содержит сборку противовыбросового оборудования. 22. Система по п.16, в которой подводное устье скважины содержит нижний блок стояка (НБС),блок аварийной расстыковки (БАР) и внутреннюю надставку (ITBT), присоединенную к верхнему корпусу золотника БАР через профиль внутренней надставки 23. Система по п.16, в которой один или более дополнительный канал для жидкой среды выбирается из группы, включающей одну или более штуцерную линию, одну или более линию глушения скважины, одну или более дополнительную линию для транспортировки жидкости, соединяющую устье скважины с буровой платформой, и их комбинации.